Главная » Архивы » Собственные нужды электрических станций. Схемы электрических соединений питающих элементов собственных нужд - рзиа сн тепловых электростанций

Собственные нужды электрических станций. Схемы электрических соединений питающих элементов собственных нужд - рзиа сн тепловых электростанций

Страница 2 из 10

Принципы выполнения схем питания собственных нужд. Механизмы собственных нужд (СН) тепловых электростанций в зависимости от их назначения и влияния на бесперебойность работы электростанции разделяются на ответственные и неответственные.
Ответственными механизмами являются механизмы, прекращение работы которых вызывает остановку котлов или турбин или снижение нагрузки электростанции (питательный насос, дутьевой вентилятор, дымосос, циркуляционный насос и др.).
Неответственными механизмами являются механизмы, непродолжительная остановка которых не вызывает нарушения режима работы основного оборудования электростанций и не связана с недоотпуском электроэнергии (механизмы химводоочистки, золоудаления и др.).
В качестве привода для механизмов СН применяются в основном трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Они отличаются надежностью, сравнительно небольшой стоимостью, простотой пуска и обслуживания, возможностью автоматического пуска приводимых ими механизмов и самозапуска.
Под самозапуском электродвигателей понимается такой режим, когда частично или полностью затормозившиеся вследствие кратковременного понижения или исчезновения напряжения двигатели после восстановления напряжения вновь разворачиваются до номинальной частоты вращения.
Для механизмов CН, которые по условию сохранности основного оборудования должны работать при полном исчезновении переменного тока на электростанции (маслонасосы системы смазки или уплотнения вала генераторов), применяются электродвигатели постоянного тока 220 В. В аварийных случаях они питаются от аккумуляторных батарей.
В настоящее время для крупных электродвигателей СН мощностью 200-8000 кВт принято номинальное напряжение 6 кВ. Для электродвигателей мощностью менее 200 кВт принято напряжение 0 38 кВ.
Источниками питания - питающими элементами - потребителей переменного тока, СН электростанций являются реактированные линии 6 кВ, понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 6 кВ и трансформаторы напряжением 6/0,4 кВ. Для повышения надежности работы электростанций электроснабжение СН осуществляется не менее чем дву мя питающими элементами. Как правило, один из них является рабочим и постоянно включен в работу, а другой - резервным.
На большинстве электростанций применяется "явный" резерв: резервный питающий элемент (линия или трансформатор) нормально отключен и включается для замены рабочего элемента при его ремонте или повреждении, а также при потере питания СН по любой причине. В последних двух случаях включение резервного питающего элемента осуществляется автоматически с помощью устройства автоматического включения резервного источника питания (АВР).
Рабочие питающие элементы 6 кВ СН присоединяются либо к шинам генераторного напряжения, либо к блокам генератор-трансформатор (автотрансформатор). Резервные питающие элементы присоединяются либо к шинам генераторного напряжения, либо к шинам 110-330 кВ станции, которые имеют связь с энергосистемой, либо к третичной обмотке автотрансформатора связи или ответвлением к трансформатору связи.
Питающие элементы 6 кВ СН присоединяются к распределительному устройству СН (РУСН). Оно выполняется с одной системой шин, которая делится на секции. Секционирование шин повышает надежность питания СН, так как при коротком замыкании (КЗ) на какой-либо секции в работе остаются потребители, присоединенные к неповрежденной секции.
От сборных шин РУСН 6 кВ получают питание электродвигатели 6 кВ и трансформаторы собственных нужд напряжением 6/0,4 кВ, предназначенные для питания электродвигателей 380 В, контрольно-измерительных приборов (КИП) и освещения электростанции. Для питания шин 0,4 кВ применяются схемы либо "явного", либо "неявного" резерва (предусматривающие взаимное резервирование двух трансформаторов).
На многих ранее сооруженных электростанциях питание СН выполнено на напряжении 3 кВ, для этого применена трансформация генераторного напряжения 6-10 кВ на 3 кВ.
На старых электростанциях в ряде случаев применяются электродвигатели напряжением 0,5 кВ, для питания которых установлены трансформаторы 6/0,5 кВ. Сети 0,5 кВ работают с изолированной нейтралью, а для освещения применяются отдельные трансформаторы.
На электростанциях с поперечными связями в тепловой части (на таких электростанциях, например на ТЭЦ, возможны разные сочетания количеств работающих котлов и турбин) в качестве питающих элементов СН при номинальном напряжении генераторов 6,3 кВ применяются реактированные линии, а при напряжении 10,5 кВ - силовые трансформаторы напряжением 10,5/6,3 кВ. На указанных электростанциях при работе всех генераторов на сборные шины генераторного напряжения питающие элементы СН присоединяются к этим же шинам. При этом питание СН обеспечивается не только от генераторов станции, но также и от энергосистемы, поскольку сборные шины генераторного напряжения связаны с ней через повышающие трансформаторы связи.

Рис. 1. Схема присоединения рабочей и резервной линий СН к двойной системе шин генераторного напряжения
На рис. 1 показана схема присоединений реактированных линий СН- Главное распределительное устройство (ГРУ) 6 кВ электростанции имеет две системы шин: рабочую секционированную I и резервную II. На рабочей линии W2 установлены выключатели после реактора и на вводах к двум секциям 6 кВ РУСИ. К этим же секциям подведены вводы резервного питания от резервной реактированной линии К7.
Для обеспечения надежности питания СН при двойной системе шин принята работа сборных шин ГРУ по схеме с фиксированным присоединением элементов к обеим системам шин . По этой схеме генератор G, рабочая линия СН W2 и все другие элементы, питающиеся от первой секции, включены на систему шин /. Резервная линия СН и трансформатор связи включены на систему шин II. Обе системы шин находятся под напряжением с включенным шиносоединительным выключателем Q1.
При фиксированном присоединении элементов к шинам в случае КЗ на секции / ГРУ защитой шин данной секции отключается также и шиносоединительный выключатель Q1, отделяя этим систему шин II от поврежденной системы I. Благодаря этому резервная линия получает питание от трансформатора связи и обеспечивает питание нагрузки СН взамен рабочей линии, которая отключилась от защиты поврежденной секции шин.
В схеме рис. 2 выключатель, установленный до трансформатора, рассчитан на отключение КЗ до трансформатора. В целях надежности питания СН применяется также схема с фиксированным присоединением элементов к обеим системам шин ГРУ-10 кВ, предусматривающая подсоединение рабочего трансформатора 77 к системе шин I, а резервного 72 к системе шин II, связанной с энергосистемой посредством трансформатора связи 10/110-220 кВ.
На электростанциях с поперечными связями по пару число секций 6 кВ выбирается равным числу котлов. На этих электростанциях в соответствии с нормами технологического проектирования при числе рабочих реактированных линий или рабочих трансформаторов СН, равном шести и менее, применяется одна резервная линия или один резервный трансформатор СН. При числе рабочих линий или трансформаторов, равном семи и более, применяются два резервных питающих элемента, а шины резервного питания секционируются на две секции выключателем.
Рабочие линии и трансформаторы выбираются с номинальным током, равным или превышающим расчетный ток нагрузки потребителей собственных нужд, и с реактивным сопротивлением, ограничивающим ток КЗ на шинах 6 кВ РУСН, что позволяет применять относительно дешевую аппаратуру и, в частности, комплектные ячейки с выключателями ВМПЭ-10, ВЭЭ-10. В то же время реактивное сопротивление питающих элементов должно быть таким, чтобы в нормальном режиме на шинах РУСН 6 кВ поддерживалось нормальное напряжение, а при самозапуске - необходимое остаточное напряжение для успешного разворота электродвигателей СН (см. § 2).

Рис. 2. Схема присоединения рабочего и резервного трансформаторов СН к шинам генераторного напряжения

Резервный источник питания на электростанциях с поперечными связями в тепловой части может быть использован для растопки котельного агрегата с одновременной заменой рабочего источника питания.

Рис 4. Схема присоединения рабочего и резервного трансформаторов СН для блоков 60-100 МВт
В этом режиме нагрузка на нем может в 1,5 раза превышать нагрузку рабочего элемента. Поэтому мощность его принимается преимущественно равной полуторакратной мощности наиболее крупного трансформатора или реактированной линии. Например, при рабочей линии с реактором на 1000 А резервная линия должна иметь реактор на 1500 А.
На электростанциях с блочной схемой только в электрической части для блоков генератор-трансформатор на стороне генераторного напряжения, как правило, имеются ответвления для питания СН блока через реактор или трансформатор собственных нужд.
На блоках с генераторами мощностью до 60 МВт и номинальным напряжением 6 кВ для питания СН блока используется реактированная линия. На блоках с генераторами на номинальное напряжение 10 кВ питание СН производится от трансформаторов.
В схеме на рис. 3 реактированная линия присоединена ответвлением к блоку без установки выключателя до реактора. На линии установлены выключатели на вводах к секциям 6 к В, от которых питаются СН блока. В качестве резервного источника питания СН блока предусмотрен резервный трансформатор, присоединенный к сборным шинам 110-220 кВ, имеющим связь с энергосистемой.
На рис. 4 приведена схема первичных соединений трансформаторов
СН для блоков с генераторами 60-100 МВт с номинальным напряжением генераторов 10,5 кВ. Рабочий трансформатор 77 присоединен к блоку с помощью закрытых комплектных пофазных токопроводов. Поэтому в цепи ответвления до трансформатора выключатель и другое оборудование не устанавливаются. На блоках с ответвлением, выполненным без закрытых токопроводов, рабочий трансформатор присоединяется к блоку через выключатель. Для резервирования предусмотрен резервный трансформатор 712, присоединенный к сборным шинам 110-220 кВ. На электростанциях с блоками до 100 МВт включительно на каждые три блока устанавливается один резервный трансформатор СН мощностью в 1,5 раза большей мощности рабочего трансформатора СН.
На электростанциях с блочной схемой в тепловой части для блоков 100, 160, 200, 300, 500 и 800 МВт в качестве рабочих питающих элементов СН, как правило, применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой 6 кВ мощностью 25, 32. 40, 63 MB * А, которые присоединяются ответвлением к блоку без установки выключателя до трансформатора. На каждом блоке устанавливают обычно один рабочий трансформатор, питающий две секции 6 кВ. Такая схема питания отличается простотой, надежностью и экономичностью.
Трансформатор с расщепленной обмоткой 6 кВ представляет собой трансформатор, одна из обмоток которого расщеплена на две части. Эти части обмотки (далее называемые расщепленными обмотками) электрически не связаны между собой, и мощность каждой из них равна половине номинальной мощности трансформатора. Трансформаторы с расщепленными обмотками позволяют значительно снизить значение токов короткого замыкания в установках СН, что особенно необходимо при крупных блоках 160-800 МВт, связанных, как правило, с мощной энергосистемой. Преимуществами таких трансформаторов являются независимость напряжения на одной расщепленной обмотке при изменении нагрузки на другой обмотке в широких пределах, а также возможность работы каждой расщепленной обмотки при отключенной другой. Особенностью их является и то, что при КЗ на секции, питающейся от одной обмотки 6 кВ, напряжение на другой секции, питающейся от второй расщепленной обмотки 6 кВ, почти не снижается. Это повышает надежность питания СН блока.
В схеме на рис. 5 рабочий трансформатор 77 присоединен ответвлением к блоку генератор-трансформатор с помощью закрытых комплектных пофазных токопроводов. Каждая из расщепленных обмоток присоединена к отдельной секции шин 6 кВ. В качестве резервного трансформатора 72 используется также трансформатор с расщепленными обмотками 6 кВ. Он присоединяется к сборным шинам низшего из повышенных напряжений, имеющихся на станции, при условии, что эти шины могут получать питание от внешней сети при остановке генераторов на электростанции. Резервный трансформатор связан с магистралью резервного питания 6 кВ, к которой присоединены вводы резервного питания к секциям / и /Л

Рис. 5. Схема присоединения рабочего и резервного трансформаторов СН с расщепленными обмотками для блоков генератор-трансформатор
На блоках с выключателем в цепи генератора трансформатор 77 присоединен между обмоткой повышающего трансформатора блока и генераторным выключателем. При такой схеме включения сохраняется в работе трансформатор СН при отключении генератора, что позволяет обеспечить пуск и останов блока от своего рабочего трансформатора без использования резервного трансформатора СН. Последний используется только при необходимости замены рабочего трансформатора.
На рис. 6 приведена схема подключения рабочего трансформатора СН с расщепленными обмотками 6 кВ к блоку генератор-автотрансформатор. На таком блоке устанавливается выключатель в цепи генератора, что создает возможность сохранить автотрансформатор в работе для связи между шинами 330-500 и 110 -220 кВ при аварийном отключении генератора или при выводе его в ремонт.
Для крупных блочных тепловых электростанций особое значение имеют надежное резервирование питания СН работающего блока и обеспечение пуска и останова другого блока. Для этой цели используются резервные трансформаторы СН, мощность которых выбирается из условия замены работающего трансформатора одного из блоков в случае ремонта или неисправности в нем с одновременным пуском или остановом второго блока. Наиболее тяжелым режимом является режим замены рабочего трансформатора одного из блоков и одновременного пуска второго блока. При пуске агрегатов крупных электростанций

Рис. 6. Схема присоединения рабочего трансформатора СН к блоку генератор- автотрансформатор
Рис. 7. Схема присоединения рабочего и резервного трансформаторов СН 6/0,4 кВ
нужна значительная мощность СН для обеспечения работы дымососов, дутьевых вентиляторов, питательного насоса и других механизмов. Эти мощности зависят от характеристики блочного агрегата и вида топлива. Мощность, требуемая при останове блока, также зависит от типа блочного агрегата.
Исходя из возможных режимов работы резервного трансформатора СН, мощность его обычно выбирается следующей по шкале по сравнению с рабочим трансформатором СН.
На электростанциях с блочными агрегатами при одном или двух блоках устанавливается один резервный трансформатор, а при числе блоков от трех до шести включительно - два резервных трансформатора. При семи и восьми блоках устанавливаются также два резервных трансформатора, присоединенные как со стороны питания, так и к магистрали резервного питания 6 кВ. Кроме них предусматривается третий резервный трансформатор на генераторное напряжение, который нормально не присоединен, но установлен на фундаменте и готов к перекатке для замены вышедшего из строя рабочего трансформатора какого-либо блока.
Для питания резервных трансформаторов СН на большинстве блочных электростанций используются распределительные устройства 110 или
220 кВ, а также разные секции и системы шин одного из этих напряжений при отсутствии другого напряжения. На крупных блочных электростанциях, где вся мощность выдается на напряжениях 330 и 500 кВ, применяется резервный трансформатор с расщепленными обмотками на напряжение 330 кВ.
При наличии автотрансформатора связи третичная обмотка его может быть использована для питания одного из резервных трансформаторов СН.
На блочных электростанциях при применении трансформаторов СН с расщепленными обмотками используются две магистрали резервного питания 6 кВ. При этом магистрали резервного питания секционируются выключателями через каждые два или три блока.
Схема присоединения трансформаторов СН 6/0,4 кВ предусматривает присоединение их к сборным шинам РУСН 6 кВ через отдельные выключатели. От этих трансформаторов, работающих с заземленной нейтралью обмотки 0,4 кВ, могут питаться одна или две секции распределительного устройства 0,4 кВ. Для секций, не допускающих длительного перерыва питания, предусматривается автоматическое включение ввода питания от резервного трансформатора с помощью АВР.
На рис. 7 показана схема питания потребителей СН 0,4 кВ от рабочего и резервного трансформаторов. Рабочий трансформатор 77 питает две секции шин РУСИ 0,4 кВ. Такая схема применяется на электростанциях с поперечными связями в тепловой части для каждого котла или турбины, если число турбин превышает число котлов, а также на блочных электростанциях, где число секций должно быть не менее двух для каждого котла. К этим же секциям"0,4 кВ подведены вводы от резервного трансформатора Т2. Последний, как правило, должен питаться от секции РУСН 6 кВ, от которой не питаются резервируемые им рабочие трансформаторы. Резервные трансформаторы 6/0,4 кВ блочных электростанций должны питаться от шин 6 кВ блоков, рабочие трансформаторы которых ими не резервируются.
Для резервирования рабочих трансформаторов СН 6/0,4 кВ для электростанций с поперечными связями, а также для секций вспомогательных цехов всех электростанций предусматривается один резервный трансформатор при числе рабочих трансформаторов равном шести и менее и два резервных трансформатора при числе рабочих трансформаторов от семи до двенадцати. При числе рабочих трансформаторов более двенадцати предусматривается по одному резервному трансформатору на каждые шесть рабочих трансформаторов СН сверх двенадцати.
На блочных электростанциях при наличии не более трех трансформаторов 6/0,4 кВ на блок устанавливается один резервный трансформатор для двух блоков, а при большем числе рабочих трансформаторов на каждый блок устанавливается свой резервный трансформатор 6/0,4 кВ.
Резервные трансформаторы CII 6/0,4 кВ блочных электростанций должны обеспечивать одновременный самозапуск ответственных электродвигателей 0,4 кВ, от которых зависит сохранность оборудования при исчезновении напряжения на шинах 6 кВ.

Рис. 8. Схема присоединения двух рабочих трансформаторов СН 6/0,4 кВ, резервирующих друг друга
Для выполнения этого требования принято часть секций 0,4 кВ каждого блока секционировать выключателями на две полусекции. К одной из них присоединяются ответственные потребители. При длительном исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ работающих блоков от защиты минимального напряжения отключаются секционные выключатели, после этого от АВР включаются выключатели резервных вводов к полусекциям с ответственными электродвигателями. При такой схеме резервирования предотвращается отключение резервного трансформатора 6/0,4 кВ от перегрузки, которая могла бы возникнуть в результате подхвата им при аварийном отключении блоков полной нагрузки рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ, которая значительно превышает мощность резервного трансформатора.
На рис. 8 приведена схема питания СН некоторых вспомогательных цехов электростанции от двух рабочих трансформаторов 77 и 72, присоединенных к отдельным секциям шин 0,4 кВ. Между секциями 0,4 кВ установлен секционный автоматический выключатель, который нормально отключен, и. следовательно, трансформаторы работают раздельно. При повреждении в каком-либо трансформаторе после его отключения от защиты происходит автоматическое включение от АВР секционного автоматического выключателя, и нагрузка обесточенной секции подключается ко второму трансформатору. Такая схема, предусматривающая взаимное резервирование двух трансформаторов, называется схемой с "неявным" (скрытым) резервом. Мощность каждого из трансформаторов 71 и 72 должна быть выбрана исходя из полной мощности нагрузки двух секций 0,4 кВ.

Технологический цикл производства энергии на современных электростанциях полностью механизирован. Имеются многочисленные механизмы собственных нужд как основного технологического оборудования, так и вспомогательных цехов станции.

Установки собственных нужд являются важным элементом электрических станций и подстанций. Повреждения в системе собственных нужд неоднократно приводили к нарушению работы электростанций и к аварийному состоянию энергосистем.

На ТЭЦ к собственным нуждам относятся механизмы топливного склада и транспорта топлива в котельный цех (разгрузочные краны, скреперы, транспортёры, ковшовые конвейеры, мазутные насосы и др.), угледробильные установки (дробилки пылеприготовления, угольные мельницы, питатели сырого угля, мельничные вентиляторы, шнеки для транспорта пыли и т. д.), механизмы котельных агрегатов (питатели угольной пыли, дутьевые вентиляторы, питательные насосы, насосы зологидроудаления и др.), турбоагрегатов (конденсатные и циркуляционные насосы, насосы систем регулирования и смазки и др.).

Надёжность работы системы собственных нужд в значительной степени определяет надёжность работы станции в целом. В зависимости от роли в технологическом процессе станции основные механизмы подразделяют на ответственные и неответственные.

Ответственными являются те механизмы собственных нужд, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременной прекращение питания неответственных потребителей собственных нужд не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако, чтобы не расстроить технологический цикл производства электроэнергии, их электроснабжение спустя небольшой промежуток времени должно быть восстановлено.

Основным приводом механизмов собственных нужд являются асинхронные короткозамкнутые электродвигатели различного исполнения с прямым пуском. Для тихоходных механизмов (шаровые мельницы), а также для очень мощных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения в широких пределах или особой надежности, применяют двигатели постоянного тока, а также асинхронные двигатели с дросселями насыщения или с управляемыми тиристорами в цепи статора.

6.2. Выбор схемы рабочего и резервного питания собственных нужд

В практике проектирования, сооружения и эксплуатации электростанций сложились некоторые общие принципы построения схемы электроснабжения собственных нужд. Это упрощает разработку схем при проектировании конкретных станций, уменьшая возможное количество вариантов решений. Эти общие принципы следующие:

1. Рабочее питание всех видов электроприемников собственных нужд, включая и особо ответственные, осуществляют путем отбора мощности на генераторном напряжении главной электрической схемы с помощью понижающих трансформаторов или реакторов. Последние работают раздельно, чем достигается ограничение токов короткого замыкания в сети собственных нужд и уменьшение влияния КЗ на сети, подключенные к другим секциям.

2. Для питания электроприемников собственных нужд в большинстве случаев используют два уровня напряжения: 6,3 кВ для питания мощных электродвигателей и 0,4 кВ для питания мелких двигателей, электросветильников и прочей нагрузки. При этом используют принцип последовательной двухступенчатой трансформации.

3. Распределительные устройства собственных нужд выполняют с одной секционированной системой шин с одним выключателем на присоединение с использованием ячеек КРУ.

4. Резервное питание ответственных и неответственных электроприемников собственных нужд обеспечивают также отбором мощности от главной электрической схемы при соблюдении условия, что места присоединения цепей резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Для особо ответственных потребителей собственных нужд предусматривают независимый дополнительный источник энергии.

Как уже было сказано ранее, в качестве рабочих источников питания собственных нужд на проектируемой ТЭЦ применяются трансформаторы собственных нужд от двух генераторов 63 МВт и отпайкой от трансформатора связи. Количество секций собственных нужд равно пяти, что соответствует числу котлоагрегатов.

В качестве резервного источника питания собственных нужд, что также уже упоминалось ранее, применяется резервный трансформатор собственных нужд, подключенный к одной из секций ГРУ.

6. Системы обеспечения собственных нужд ТЭС и АЭС электроэнергией и теплом

6.3. Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций

Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд являются составной частью главной схемы электрических соединений станции. От построения этих схем зависит устойчивость технологического режима выработки электроэнергии, расход электроэнергии на собственных нужд, капитальные вложения в систему электроснабжения механизмов собственных нужд.

К схемам питания собственных нужд предъявляются следующие требования:

Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд должны обеспечивать надежную работу отдельных агрегатов и электростанции в целом.
Схема собственных нужд должна быть экономичной и допускать расширение ее более мощными агрегатами, не требуя изменения схемы и электрооборудования собственных нужд ранее установленных агрегатов меньшей мощности.
Источники питания и схема электрических соединений должны обеспечивать успешный самозапуск электродвигателей ответственных механизмов.

Кроме того, к схемам собственных нужд блочных электростанций предъявляются дополнительные требования: схема питания системы собственных нужд должна быть такой же блочной, как и основная электрическая и тепловая схемы; на секциях собственных нужд каждого блока должно осуществляться независимое регулирование напряжения под нагрузкой. Блочный принцип в структуре схемы питания собственных нужд увеличивает работы электростанции, так как при любых режимах работы повреждение любого элемента схемы собственных нужд может привести к отключению не больше чем одного блока.

Как уже отмечалось, основными источниками питания потребителей собственных нужд являются генераторы и энергосистема. Исходя из принципа блочности, экономичности, надежности и облегчения условий самозапуска цепи собственных нужд каждого блока должны получать питание от рабочего трансформатора собственных нужд, присоединенного к ответвлению блока генератор - трансформатор (рисунок 49). Достоинством такого присоединения является уменьшение колебаний напряжения в системе собственных нужд при коротких замыканиях а системе или за трансформатором блока и сохранение питания собственных нужд от генераторов даже при коротких замыканиях на шинах повышенного напряжения и при отключении от них всех блоков.

Учитывая высокую комплектных закрытых экранированных шинопроводов с раздельными фазами, коммутационную аппаратуру в цепи ответвления не устанавливают. Отсоединение трансформатора собственных нужд от генератора во время ревизий и ремонтов осуществляется при помощи шинных разъемов.

Рисунок 51 - Схемы присоединения рабочих трансформаторов собственных нужд блочных электростанций: а - одиночные блоки генератор-трансформатор; б - блоки, объединенные по электрической части через трансформатор с расщепленными обмотками; в и г - блоки, включенные через общий выключатель высокого напряжения.

При наличии выключателя в цепи генератора для уменьшения числа коммутаций при пуске и остановке блока и для использования рабочего трансформатора собственных нужд в качестве пускового трансформатора ответвления к рабочим трансформаторам обычно присоединяются между выключателем и трансформатором блока.

Рисунок 52 - Схема питания и резервирования системы собственных нужд блочных станций с агрегатами до 165 МВт: 1 - рабочие трансформаторы собственных нужд; 2 - резервные трансформаторы собственных нужд; 3 - магистрали резервного питания; 4 - секционный выключатель резервной магистрали

Распределительное устройство собственных нужд выполняется с одной системой сборных шин. На блочных х большую часть нагрузки составляют электродвигатели напряжением 6 кВ; остальные двигатели мощностью менее 170 кВт и осветительная нагрузка питаются от сети 380/220 В. В соответствии с этим применяются две ступени трансформации: с генераторного напряжения (10,5; 15,75; 18; 20 или 24 кВ) на напряжение основной сети собственных нужд (6 кВ) и далее с напряжения 6 кВ на напряжение 380/220 В (рисунок 51).

Число секций основной сети собственных нужд 6 кВ принимают равным числу блоков, если не требуется специальных мер для ограничения токов короткого замыкания. Начиная с мощности рабочего трансформатора собственных нужд 25 MB-А и выше по условиям ограничения токов короткого замыкания трансформаторы обычно выполняются с двумя расщепленными обмотками низшего напряжения или устанавливается несколько трансформаторов меньшей мощности.

Тогда на каждый блок приходится по две секции с и. 6 кВ (рис. 53, 54). Наличие двух секций 6 кВ на блок позволяет присоединять ответственные дублированные механизмы собственных нужд ( ы, вентиляторы, циркуляционные, питательные, ные ы) к разным секциям и тем самым оставлять блок в работе (со сниженной производительностью) даже при полной потере питания одной из секций. С учетом этого преимущества и на блоках меньшей мощности (при котлах производительностью 420 т/ч и выше) выполняются, как правило, две секции на , Каждая секция собственных нужд присоединяется к источнику через свой выключатель и обеспечивается автоматическим резервным питанием.

Рисунок 53 - Схема питания и резервирования системы собственных нужд мощных блочных станций без выделения общестанционных собственных нужд в отдельные секции: а - с присоединением пускорезервных трансформаторов собственных нужд к сборным шинам низшего из повышенных напряжений и к третичной обмотке автотрансформатора связи; б - то же при помощи ответвления от блока с генераторным выключателем и от близкорасположенной подстанции или электростанции t, 2i Si 4 ** то же что на рис.51

Pиcунок 54 - Схема питания и резервирования системы собственных нужд блочной станции с выделением общестанцнонных собственных нужд в отдельные секции с электроснабжением от последних трансформатора 110/6 или 220/6 кВ 1, 2, 3 - резервный, общестанционный и рабочий трансформаторы собственных нужд соответственно; 4 - секционные выключатели резервных магистралей

Для сетей собственных нужд электрических станций параметры источников питания следует выбирать так, чтобы динамическая стойкость выключателей комплектных распределительных устройств 6 кВ (КРУ) использовалась до предела, так как с увеличением мощности короткого замыкания улучшаются условия пуска и самозапуска электродвигателей.

Однако с увеличением мощности короткого замыкания растут габариты и стоимость КРУ. следовательно, и стоимость главного корпуса станции, где располагается распределительное устройство собственных нужд Использование в КРУ выключателей типа ВМП-10 на ударный ток 52 кА позволяет иметь предельную мощность трансформаторов собственных нужд с расщепленными обмотками 6 кВ равной 25 MB-А при вык. 3 = 10 % и 32 MB-А при ик. 3=12 %. Освоение КРУ 6 кВ с выключателями ВМПЭ-10 на ударный ток 80 кА позволило применить трансформаторы с. и 32 MB-А при ык. а = 8 % и 40 MB-А при ик. 3 = 10 %. Наконец, оснащение КРУ 6 кВ выключателями с электромагнитным дутьем типа ВЭМ-6 на ударный ток 125 кА позволило применить трансформаторы собственных нужд 40 MB-А при «к, 3 = 8% и 63 MB-А при ик > 3 = = 10,5 %. Все эти трансформаторы с расщепленными обмотками снабжены устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) путем изменения числа витков первичной обмотки. Из соображений ограничения токов короткого замыкания недопустима параллельная работа рабочего и резервного трансформаторов собственных нужд или рабочего трансформатора с автономным источником соизмеримой мощности.

На мощных блочных станциях обычно устанавливаются однотипные агрегаты (8x300 МВт; 4x500 МВт и т. д.); из соображений резервирования и ограничения токов короткого замыкания желательно, чтобы и рабочие трансформаторы собственных нужд имели одинаковую мощность.

Для этого общестанционцую нагрузку (пылезавод, резервный возбудитель, противопожарный , кислотной промывки, трансформаторы 6/0,4 кВ открытого распределительного устройства, компрессорной, объединенного вспомогательного корпуса и их резервные трансформаторы стремятся распределить по рабочим секциям 6 кВ всех блоков равномерно без выделения отдельных секций и трансформаторов для питания общестанционной. С учетом очередности ввода блоков и необходимости включения большей части общестанционной нагрузки уже при пуске первых блоков большая часть общестанционных собственных нужд питается от секций собственных нужд 6 кВ именно первых двух блоков

Поэтому рабочие трансформаторы собственных нужд первых блоков имеют либо большую загрузку, либо даже несколько большую мощность, чем та, какая была бы при включении общестанционной нагрузки на отдельные трансформаторы собственных нужд (32 MB.А вместо 25 MB-А). Существуют схемы, получившие, правда, меньшее распространение, в которых общестанционные собственные нужды питаются от специально выделенных секций 6 кВ, в свою очередь получающих питание от распределительного устройства высокого напряжения с помощью отдельного трансформатора, аналогичного резервному трансформатору собственных нужд. При этом помимо уменьшения нагрузки или номинальной мощности рабочих трансформаторов собственных нужд первых двух блоков повышается работы блочного распределительного устройства собственных нужд из-за уменьшения числа присоединений к секциям 6 кВ. Основной недостаток схемы на рис. 3-13 состоит в дополнительных секциях 6 кВ и трансформаторе 110/6 или 220/6 кВ. Это связано с увеличением капитальных затрат и потерь энергии.

Трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ присоединяются к секциям распределительного устройства собственных нужд 6 кВ. Схема собственных нужд на напряжение 0,4 кВ строится по тем же принципам, что и схема сети собственных нужд высокого напряжения. В зависимости от мощности потребителей на каждом блоке устанавливается необходимое число трансформаторов 6/0,4 кВ по 0,63-1,0 MB. А для питания потребителей машинного и ьного отделений. Кроме трансформаторов блочных потребителей, устанавливаются дополнительные трансформаторы общестанционных собственных нужд.

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока выбирается на основании подсчета действительной нагрузки секций, питаемых этим трансформатором, с учетом как блочной, так и общестанционной нагрузки. Многие механизмы собственных нужд являются резервными в пределах блока, как, например, дублированные ные ы, резервные питательные электро ы. Другие механизмы являются резервными для всех блоков, как, например, резервный возбудитель.

Рисунок 55 - Принципиальная схема системы собственных нужд блочной электростанции на пылеугольном топливе: 1 - пускорезервные трансформаторы с. п.; 2 - рабочие трансформаторы собственных нужд; 3 - магистрали резервного питания; 4 - электродвигатели 6 кВ блочной и общестанционной нагрузки; 5, 6, 7 - рабочие трансформаторы 6/0,4 кВ машинного, ьного отделений и электрофильтров соответственно; 8 - резервный трансформатор 6/0,4 к В блочной нагрузки; 9 - трансформаторы общестанционной нагрузки главного корпуса; 10 - трансформаторы бункерного отделения; 11 - резервный трансформатор; 12 - трансформаторы подачи; 13 - трансформаторы объединенного вспомогательного корпуса (электролизная мастерская, химводоочистка, лаборатория); 14 - трансформатор общестанционной компрессорной; 15 - трансформатор ОРУ; 16 резервный трансформатор

Рисунок 56 - Схема питания и резервирования собственных нужд блока с цеховыми трансформаторами собственных нужд и с централизованным регулированием напряжения 1 - резервный трансформатор собственных нужд; 2 - вольтодобавочный агрегат: 3, 5 - магистрали генераторного напряжения и резервные магистрали соответственно; 4 - сдвоенный токоограничивающий реактор; в цеховые трансформаторы собственных нужд.

Часть механизмов вступает в работу по мере надобности: кислотной промывки, противопожарный, краны, сварка, освещение. Кроме того, мощность двигателей механизмов выбирается с некоторым запасом с учетом ухудшения свойств агрегатов в процессе эксплуатации (занос газоходов, износ лопаток), тяжелых условий пуска (мельницы) и небольших скольжений при перегрузках (резервные возбудители). Каталожные мощности электродвигателей также обычно больше расчетных, требуемых на валу. В результате определение действительной нагрузки трансформатора собственных нужд оказывается очень сложным и назвать их реальную загрузку можно лишь на основании опыта эксплуатации. Поэтому для определения мощности трансформаторов собственных нужд рекомендуется приближенный метод, согласно которому переход от мощности механизма к мощности трансформатора производится умножением суммарной мощности всех механизмов на усредненные коэффициенты пересчета, принятые на основе опыта эксплуатации и проведенных испытаний. В суммарной мощности механизмов учитываются и мощности всех резервных и нормально не работающих механизмов и трансформаторов. При электроприводе питательных ов и установке двух рабочих и одного резервного агрегата на блок все три электродвигателя питательных ов считаются присоединенными. Если на каждый блок установлено по два рабочих питательных турбо а с 50 %-ной производительностью каждый, расчетным является режим номинальной нагрузки блока с заменой одного из турбоах резервные электро ы в нагрузке не учитываются.

Питание потребителей собственных нужд необходимо резервировать так, чтобы при повреждении или ремонте рабочих трансформаторов собственных нужд или при исчезновении напряжения на рабочих секциях электроснабжение потребителей не прекращалось. При отсутствии выключателей в цепи генераторов блока либо при подключении ответвления между генератором и выключателем резервный трансформатор обеспечивает питание собственных нужд также при пусках и остановках, являясь пускорезервным. Резервный трансформатор автоматически включается при отключении любого из источников питания, подхватывая всю отключившуюся нагрузку, на которую он рассчитан. По условиям самозапуска резервный трансформатор должен обеспечить пуск электродвигателей соответствующих секций с учетом перерыва в питании и отключения неответственных потребителей.

Число резервных источников питания нагрузки 6 кВ и их мощность устанавливаются на основе опыта эксплуатации и регламентируются нормами технологического проектирования. Для тепловых электростанций с блоками мощностью 165 МВт и выше принимается один резервный трансформатор при числе блоков не более двух, два резервных трансформатора при числе блоков от трех до шести включительно; при числе блоков более шести целесообразно установить два резервных трансформатора и третий резервный трансформатор генераторного напряжения, находящийся в так называемом холодном ненагруженном резерве с восстановлением. Этот трансформатор не присоединяется к источнику питания, но устанавливается на фундаменте и готов к перекатке на место поврежденного рабочего трансформатора собственных нужд.

Мощность резервного трансформатора на блочных х выбирается из следующих условий: на блоках с питательными электро ами (до 200 МВт включительно) - из расчета замены рабочего трансформатора с одновременным обеспечением пуска или аварийной остановки второго блока (с погашением топки); на блоках с турбоприводом рабочих питательных ов и электроприводом пускорезервных - из расчета замены рабочего трансформатора с одновременным пуском или остановкой (без погашения топки, с переводом в растопочный режим) второго блока (при мощности блока до 300 МВт), а также и с аварийной остановкой с погашением топки третьего блока за счет перегрузки резервного трансформатора собственных нужд в пределах 40 % (при мощности блока 500 МВт и выше). При аварийной остановке блока с погашением топки работа питательного электро а не требуется и в нагрузке не учитывается.

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 ).

Установки собственных нужд является важным элементом электростанций и подстанций. Повреждение в системе собственных нужд неоднократно приводили к возбуждению работы электростанций и к аварийному состоянию энергосистем.

Состав електроприемников собственных нужд зависят от типа электростанции (подстанции), от топлива, мощности агрегатов и другого. В таблице 1.1 приведенные ориентировочные значения максимального нагрузки собственных нужд , отнесенные установленной мощности электростанции , а также затраты энергии на собственные нужды , отнесенные энергии, которая была произведена электростанцией за год , %.

Выбор схем электроустановок для собственных нужд проводят с учетом состава и характеристик електроприемников, мощности приводных механизмов, требований к надежности электроснабжения отдельных групп потребителей и другого. Распределение затрат электроэнергии по отдельным группам потребителей ТЕЦ и КЕС дано в таблице 1.2.

Електроприемники собственных нужд за них влиянием на технологический режим электроустановки условно делят на ответственные и неответственные. К ответственным относят електроприемники, выход из порядка которых может привести к возбуждению нормальной работы или к аварии на электростанции или подстанции. Такие електроприемники нуждаются в особенно надежном питании.

Основным поводом механизмов собственных нужд есть асинхронные короткозамкнутые электродвигатели разного выполнения с прямым пуском. Для тихоходных механизмов (пластовые мельницы), а также для очень мощных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов, которые нуждаются в регулировании частоты обращения в широких границах, применяют двигатели постоянного тока, а также асинхронные двигатели с тиристорным управлением.

На электростанциях по обыкновению принимают две степени напряжения собственных нужд: высшая (3,6 или 10 кВ) – для питания мощных електроприемников и низшая (380/220 В с заземленной нейтралью) – для питания малых електроприемников. Принятие той или другой системы напряжений зависит от технико-экономических характеристик электродвигателей. При одной и той самой мощности асинхронные двигатели более низкого напряжения более дешевые, чем двигатели более высокого напряжения. Однако за конструктивным и режимным (уровень токов к.з., условия самозапуска) соображением увеличения мощности двигателей приводит к необходимости увеличения их номинального напряжения.

Сейчас промышленность выпускает электродвигатели 380 В мощностью до 400 кВт, а электродвигатели 3 – 6 кВ, начиная с мощности 160 – 200 кВт. Двигатели 10 кВ могут иметь составные технико-экономические показатели, только начиная с мощности 630 кВт.

На КЕС, ТЕЦ, а также АЭС высшее напряжение системы собственных нужд, как правило, принимается равной 6 кВ. На КЕС с агрегатами мощностью 800 – 1200 Мвт и соответственно с крупными механизмами собственных нужд целесообразно применения напряжения 10 кВ.

На ГЭС электродвигатели основных механизмов питаются от сети 380/220 В, а электродвигатели крупных механизмов – от сети 6(10) кВ.

На подстанциях в системе собственных нужд принимается напряжение 380/220 В.

Предельная мощность трансформаторов собственных нужд 3 – 10/0,4 кВ принимается 1000 кВа при напряжению короткого замыкания 8 %. Предельная мощность в основном лимитируется коммутационной способностью автоматов 0,4 кВ.

Таблица 1.1 – Затраты энергии на собственные нужды

Собственные нужды электрических станций. Схемы электрических соединений питающих элементов собственных нужд - рзиа сн тепловых электростанций

6.2. Выбор схемы рабочего и резервного питания собственных нужд

6. Системы обеспечения собственных нужд ТЭС и АЭС электроэнергией и теплом

6.3. Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций

Популярное