Строение и принцип действия электростанции

В свою очередь, водяные системы теплоснабжения бывают:

- двухтрубными, если имеются прямая (подающая) и обратная магистрали воды; это наиболее распространенный вариант;

- однотрубными, когда горячая вода используется сначала для отопления, а потом разбирается на горячее водоснабжение и не возвращается на станцию; такие системы целесообразны при подаче на большие расстояния;

- трех- и многотрубными; в этом случае подающих линий может быть несколько (в зависимости от требуемых параметров теплоносителя), а обратная магистраль общая.

Наконец, водяные системы горячего водоснабжения могут быть открытыми (разомкнутыми) или закрытыми (замкнутыми). Почти во всех крупных городах используются закрытые системы, когда теплоноситель от ТЭЦ поступает на местные теплопункты и там передает теплоту вторичной воде, направляемой уже непосредственно к потребителям. Из-за затрат на водоподготовку открытая система целесообразна только при высокой чистоте источника водоснабжения станции, как, например, в случае с использованием невской воды в Санкт-Петербурге.

44. Каковы назначение и состав сетевой подогревательной установки? Какие параметры прямой и обратной сетевой воды могут иметь системы теплоснабжения?

На рис. 29 приведена общая схема сетевой подогревательной установки, предназначенной для отпуска тепловой энергии в теплосеть.

Показанный на этом рисунке теплофикационный пучок конденсатора (ТК) предназначен для предварительного подогрева сетевой воды. Он может использоваться, когда температура в обратной магистрали не превышает 60 ^оС, а это бывает значительную часть отопительного сезона. ТК имеет свою независимую водяную камеру и отсос паровоздушной смеси эжекторами. Работа теплофикационного пучка несколько ухудшает вакуум в конденсаторе, зато снижается доля теплоты конденсирующегося пара, теряемая в окружающую среду.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 29. Общая схема сетевой подогревательной установки (СН - сетевой насос)

НС и ВС - это нижняя и верхняя ступени сетевого подогревателя (СП). Деление СП на несколько ступеней позволяет регулировать отпуск теплоты исходя из температуры наружного воздуха и потребности в тепловой энергии.

Сетевые подогреватели бывают вертикальными или горизонтальными в зависимости от компоновки машинного зала и других условий. Теплообменная поверхность СП изготавливается из латуни, имеющей высокую теплопроводность и сравнительно небольшую скорость общей коррозии.

В наиболее холодное время года включаются в работу пиковые водогрейные котлы (ПВК). Это делается с целью сохранения объема выработки электроэнергии теплофикационными турбинами.

Обычно теплосети имеют параметры 130/70 ^оС или 150/70 ^оС (в числителе температура прямой, а в знаменателе - обратной сетевой воды). Более высокая температура в прямой магистрали характерна для сетей, имеющих большую протяженность и/или обслуживающих крупных потребителей.

45. Каковы назначение и классификация трубопроводов? Какие конструкционные материалы применяются для их изготовления? Как компенсируются температурные расширения трубопроводов, каковы правила их установки?

Трубопроводы соединяют основное и вспомогательное оборудование электростанции в соответствии с технологической схемой и обеспечивают транспортировку рабочего тела, топлива, масла, воздуха и др.

Трубопроводы делятся на главные и вспомогательные.

Главными считаются паропроводы от парогенерирующей установки к турбине (включая линии промперегрева пара), трубопроводы основного конденсата и питательной воды, а на двухконтурной АЭС еще и трубопроводы циркуляции теплоносителя первого контура.

К вспомогательным относятся остальные трубопроводы, например, дренажные, подпиточной воды и др.

Для изготовления трубопроводов могут применяться следующие конструкционные материалы:

- углеродистые стали (например, сталь 10) - при температурах рабочего тела до 450 ^оС и небольших диаметрах труб;

- перлитные стали, легированные хромом, молибденом, ванадием (например, 15Х1М1Ф) - при температурах от 450 до 570 ^оС (а при больших диаметрах - до 450 ^оС);

- аустенитные нержавеющие стали (например, 0Х18Н10Т) - для реакторного контура АЭС.

Для компенсации температурных расширений трубопроводов могут предусматриваться П-образные участки (фактически обеспечивающие самокомпенсацию), подвижные опоры. Разрабатываются специальные режимы прогрева труб большого диаметра.

Рассмотрим основные правила установки трубопроводов.

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала и уменьшения потерь теплоты в окружающую среду предусматривается тепловая изоляция труб, обеспечивающая температуру на поверхности изолирующего материала не более 45-48 ^оС.

Трубопроводы имеют окраску в соответствии со своим назначением, например, красного цвета для линий отборного пара.

Практически все трубы являются бесшовными и только при больших диаметрах сварными.

Соединения трубопроводов, как правило, выполняются сварными, за исключением мест присоединения к арматуре, где используются фланцевые соединения. Применение резьбовых соединений возможно при низких параметрах рабочего тела и малых диаметрах.

При установке трубопроводов нужно обеспечить их полную дренируемость во избежание стояночной коррозии. В верхних точках предусматриваются воздушники.

46. Каковы классификация по назначению и правила установки арматуры на ТЭС и АЭС? Каковы назначение и принцип действия РОУ, в каких случаях могут применяться БРОУ? Где обязательна установка обратных клапанов, как обеспечивается надежность срабатывания предохранительных клапанов?

Арматура трубопроводов предназначена для включения или отключения потоков, для регулирования расхода, давления или температуры потока.

В соответствии с этим арматура подразделяется на следующие основные виды:

- запорная (включение и отключение потока);

- регулирующая (изменение или поддержание необходимых значений давления, температуры или расхода);

- предохранительная (предотвращение чрезмерного повышения давления, недопущение изменения направления потока);

- контрольная (например, указатели уровня).

К арматуре относятся также конденсатоотводчики, предназначенные для автоматического отвода конденсата.

Арматура может быть самодействующей (например, обратные и предохранительные клапаны) или приводной (например, вентили и задвижки) - с электрическим, гидравлическим, пневматическим, ручным приводом.

Условные обозначения наиболее часто используемых видов арматуры приведены в Приложении 1.

К основным правилам установки арматуры можно отнести следующие:

- арматура вваривается в соответствующие участки трубопроводов до их монтажа;

- предусматривается съемная теплоизоляция арматуры для возможности регулярных осмотров, ремонтов, регулировки;

- не допускается использование арматуры не по прямому назначению; например, применение запорной арматуры в качестве регулирующей может привести к ее повышенному износу и невозможности впоследствии выполнения своих прямых функций.

Редукционно-охладительные установки (РОУ) предназначены для снижения давления и температуры рабочего тела. Уменьшение давления пара достигается его дросселированием, а снижение температуры - впрыском в пар небольшого количества воды.

Бывают также быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ), которые включаются значительно быстрее, чем РОУ. БРОУ необходимы, например, для сброса свежего пара в конденсатор при аварийном останове турбины.

Обратные клапаны обеспечивают недопущение изменения направления потока. Их установка обязательна на всех питательных магистралях (в частности, перед парогенератором, реактором), перед насосами, на линиях отборного пара из турбины.

Рассмотрим конкретный пример. Давление нагреваемого конденсата в трубках первых по ходу ПНД существенно выше давления отборного пара в межтрубном пространстве, поэтому повреждение теплообменной поверхности регенеративных подогревателей может привести к забросу воды в турбину. Для безусловного исключения такой опасной ситуации целесообразно устанавливать последовательно не менее двух обратных клапанов на линии отбора пара из турбины в подогреватель.

Предохранительные клапаны предотвращают чрезмерное повышение давления путем выпуска части рабочего тела из агрегата или контура. Надежность срабатывания при этом обеспечивается за счет параллельного включения не менее чем двух предохранительных клапанов.

47. Что такое паровая и тепловая характеристика турбоустановки? Какими энергетическими потерями обусловлен расход пара на холостой ход турбины, что такое коэффициент холостого хода?

Для турбоустановки имеются два вида энергетических характеристик (ЭХ) - паровая и тепловая. Паровая характеристика (ПХ) - это зависимость расхода пара, а тепловая (ТХ) - зависимость расхода теплоты от электрической мощности турбоагрегата.

Тепловые расчеты и натурные испытания турбоустановок показывают, что ПХ и ТХ для абсолютных расходов пара и теплоты могут с достаточной точностью считаться линейными, т.е. существует прямо пропорциональная зависимость между электрической мощностью и расходом пара или теплоты.

Полный расход пара на турбину складывается из двух частей:

- расход пара на холостой ход турбины, т.е. расход при полном числе оборотов агрегата и нулевой мощности на клеммах электрогенератора;

- полезный расход пара на выработку электроэнергии.

Расход холостого хода идет на покрытие следующих энергетических потерь:

- потери энергии пара в турбине из-за несовершенства проточной части и завихрений потока, утечек, а также концевые потери;

- механические потери в турбине, связанные с трением в подшипниках и маслоохлаждением;

- механические (из-за трения в подшипниках) и электрические (от вихревых токов) потери в электрогенераторе.

Суммарная величина всех названных потерь характеризуется коэффициентом холостого хода, равным отношению расхода пара на холостой ход турбины к номинальному расходу. Обычно этот коэффициент составляет от 3 до 7%, причем меньшие значения относятся к более крупным и современным турбинам.

48. Введите следующие понятия: номинальная, нормальная, располагаемая, рабочая, максимальная мощность агрегата. Почему номинальная мощность, как правило, превосходит располагаемую и нормальную?

Номинальная мощность агрегата - это мощность, на которой он должен работать положенный (нормативный) срок эксплуатации с требуемой экономичностью. Номинальную мощность еще называют установленной или паспортной.

Нормальная (или расчетная экономическая) мощность - это мощность, при которой обеспечивается минимальный удельный расход условного топлива. Нормальная мощность несколько ниже номинальной, ибо экономичность эксплуатации энергоагрегатов определяется не только текущими издержками, в которые входят затраты на топливоснабжение, но и сроком окупаемости капитальных вложений. Этот срок можно сократить большей загрузкой электростанции.

За период эксплуатации энергооборудования могут произойти различные изменения, приводящие, как правило, к снижению установленной мощности, например, износ лопаток турбины, накопление отложений на трубках конденсатора и т.д. Установленная мощность агрегата с учетом эксплуатационных изменений называется располагаемой мощностью.

Рабочая мощность оборудования - это мощность в данный момент, определяемая по приборам. Другие названия этой мощности - фактическая, текущая, мгновенная.

При отключенных регулируемых отборах и максимально возможном расходе пара в конденсатор, определяемом его пропускной способностью, турбина обеспечивает наибольшую электрическую нагрузку. Ее называют максимальной мощностью.

49. Для чего строятся диаграммы режимов турбоустановок? Как ими пользоваться? Что такое конденсационный хвост турбины, зачем нужен вентиляционный пропуск пара в конденсатор?

Диаграмма режимов турбоустановки связывает между собой расходы и мощности агрегата.

Рассмотрим конкретный пример. Диаграмма режимов теплофикационной турбоустановки с одним регулируемым отбором пара связывает между собой 4 величины:

- расход свежего пара в голову турбины;

- расход пара в регулируемый отбор;

- расход пара в конденсатор;

- электрическая мощность турбины.

С помощью диаграммы по любым двум величинам из этих четырех можно найти остальные две графическим или расчетно-графическим методом. Второй из них в ряде случаев обеспечивает более высокую точность, поскольку один из расходов рассчитывается исходя из того, что общий пропуск пара на турбину равен сумме расходов в отбор и в конденсатор.

Это дает возможность найти численный ответ на целый ряд практически важных вопросов. Например, диаграмма режимов позволяет определить то количество пара, которое можно получить из отбора, если турбина вынуждена работать с максимальной электрической нагрузкой.

На диаграмме режимов отражены некоторые характерные величины:

- конденсационный хвост турбины, представляющий собой разность между пропускной способностью конденсатора и номинальным расходом пара в него;

- вентиляционный пропуск пара в конденсатор, т.е. минимально необходимый расход пара через цилиндр низкого давления турбины для предотвращения чрезмерного перегрева лопаток последних ступеней, который возник бы вследствие трения при вращении лопаток в неподвижном паре; обычно этот расход составляет 5-8% от пропускной способности конденсатора.

50. Как выбирается мощность электростанции в целом и мощность отдельных турбоагрегатов? Чем ограничена максимальная мощность ТЭС и АЭС?

Сначала остановимся на выборе мощности станции в целом.

Установленная мощность электростанции - это сумма номинальных мощностей всех турбоагрегатов.

Покажем, что существует оптимальная величина мощности для данной электростанции. Действительно, с возрастанием мощности, с одной стороны, уменьшаются капитальные вложения на строительство станции, но, с другой стороны, увеличивается среднее расстояние до потребителей и, следовательно, величина потерь при транспортировке энергии.

Суммарная мощность электростанции определяется исходя из целого ряда факторов:

- имеющаяся потребность в электрической и тепловой энергии; для вновь сооружаемых станций учитывается также перспективный план развития экономики с учетом того, что ввод новых мощностей на ТЭС и АЭС должен быть опережающим по отношению к другим отраслям хозяйства;

- графики электрических и тепловых нагрузок; в связи с погодными условиями тепловая нагрузка может изменяться более резко, чем электрическая, поэтому тепловую мощность ТЭЦ выбирают не по максимальному отпуску теплоты, а по некоторому меньшему значению - с расчетом на то, что в наиболее холодное время будут дополнительно включены пиковые котлы;

- необходимый резерв мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения при плановом или аварийном останове части оборудования; для электростанций, работающих изолированно, требуемая величина резерва больше, чем для входящих в энергосистему;

- расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды электростанции; он зависит от качества топлива, параметров рабочего тела, характеристик вспомогательного оборудования, типа системы техводоснабжения и др.;

- потери энергии в передающих сетях; величина этих потерь зависит от протяженности электрических и тепловых сетей и от качества энергии (для электроэнергии это напряжение и частота электрического тока, а для теплоты - параметры подаваемого пара и горячей воды).

В крупных энергосистемах целесообразно увеличивать мощности вновь сооружаемых ТЭС и АЭС, так как надежность энергоснабжения существенно не изменяется, а технико-экономические показатели улучшаются. Прежде всего это касается удельных капитальных затрат, т.е. стоимости одного установленного киловатта мощности.

Но рост мощности электростанции ограничен не только увеличением потерь при транспортировке энергии на более далекие расстояния, как было показано выше. Ограничения накладываются также экологическими условиями, топливоснабжением, водными ресурсами, размерами имеющейся территории и др.

Теперь поговорим о выборе мощности отдельных турбоагрегатов при заданной мощности станции в целом. Например, ГРЭС с суммарной мощностью 4800 МВт может состоять из четырех энергоблоков с турбинами К-1200-240 или шести блоков с К-800-240, шестнадцати с К-300-240 и т.д. Возможно также сочетание разных турбоустановок на одной и той же станции, например, на Запорожской ГРЭС общей мощностью 3600 МВт имеются 3 турбины по 800 и 4 по 300 МВт.

По-видимому, здесь, как и при выборе общей мощности электростанции, необходимо найти оптимальное решение.

Увеличение единичной мощности энергоблока приводит к экономии по многим составляющим затрат (удельная стоимость проектирования и строительства, основного и вспомогательного оборудования, контрольно-измерительной аппаратуры и средств автоматизации, расходы на обслуживающий персонал и т.д.).

Но есть и негативные последствия наращивания мощностей отдельных турбоагрегатов:

- величина и стоимость резерва при этом возрастают, поскольку мощности основных и резервных агрегатов должны в какой-то мере соответствовать друг другу;

- увеличение мощности энергоблоков означает уменьшение их количества; начиная с определенного уровня, это ведет к снижению надежности теплоэлектроснабжения потребителей, так как выход из строя одного турбоагрегата может значительно уменьшить рабочую мощность всей станции;

- наконец, укрупнение оборудования само по себе увеличивает его возможную аварийность, поскольку для однотипных агрегатов вероятность повреждения примерно пропорциональна массе; это особенно важно для таких тяжелых деталей как роторы турбин, изготовление которых требует высококачественных отливок весом в десятки тонн и более.

51. Что представляют собой скрытый и явный резерв мощности? Что такое станционная, электросетевая, теплосетевая, системная авария? Как оценивается надежность оборудования?

Оборудование энергоблока в обычном режиме работает с неполной своей мощностью, т.е. имеет скрытый резерв мощности. Этот резерв также можно называть вращающимся, горячим, оперативным, мобильным.

Наряду с этим, на станции или в энергосистеме должен иметься на случай аварии дополнительный резерв мощности в виде отдельных агрегатов, которые в данный момент не работают, но находятся в работоспособном (исправном) состоянии. Такой аварийный резерв мощности называют явным (или холодным).

Требуется также ремонтный резерв, если нет возможности провести плановый ремонт оборудования в периоды спада нагрузок, например, летом. Турбины обычно проходят ремонт каждый год, котлы - один раз в 2-3 года, а вспомогательное оборудование ремонтируется одновременно с соответствующим основным.

Нарушение работоспособности агрегата называется отказом. Все отказы в работе классифицируются (в зависимости от характера нарушения и его последствий) как аварии, отказы первой степени, отказы второй степени и т.д.

Аварии делятся на станционные, электросетевые, теплосетевые и системные. Первые три вида связаны с неисправным состоянием оборудования самой станции, электрических или тепловых сетей соответственно.

Наибольшую опасность для теплоэнергетики представляют системные аварии (в энергосистеме в целом), приводящие к лавинообразному отключению турбоагрегатов из-за падения частоты сети вследствие того, что генерируемая мощность ниже электрической нагрузки.

Стремительность развития такой аварии вызвана тем, что аварийное отключение какого-либо агрегата из-за низкой частоты сети еще больше уменьшает эту частоту по сравнению с нормативной (50 Гц), а это приводит к быстрому массовому выходу из работы следующих энергоблоков.

Для предотвращения системных аварий предусматривается автоматическая частотная разгрузка, т.е. отключение некоторых потребителей при падении частоты сети ниже допустимой. Одновременно по указанию диспетчера энергосистемы увеличивается рабочая мощность электростанций.

Надежность оборудования за какой-то период времени, чаще всего за календарный год, количественно характеризуется коэффициентом готовности (или надежности). Этот коэффициент равен доле времени в году, в течение которого агрегат или энергоблок находится в работоспособном (исправном) состоянии, т. е. или работает, или остановлен, но готов к работе.

Напротив, коэффициент аварийности - это доля времени в году, когда оборудование неисправно.

Для определения необходимого резерва мощности нужно оценить коэффициенты готовности или аварийности вновь вводимых в эксплуатацию агрегатов еще до их пуска. В этом случае надежность, например, турбин оценивается на основании статистической обработки многолетних данных о работе таких же или подобных (если турбина является головной в своей серии) агрегатов на различных станциях. При этом учитывается схожесть таких условий как качество водоподготовки, характер нагрузки и т.д.

52. Каковы основные требования к месту строительства электростанции? Каковы особенности выбора места строительства АЭС? Что такое роза ветров в районе размещения станции?

Сначала определяется экономический район, где будет располагаться новая электростанция. Это решение принимается в соответствии с общегосударственным планом развития экономики и промышленности, с учетом планов развития отдельных регионов.

В намеченном районе подбираются несколько предполагаемых площадок для строительства, которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- возможность размещения электростанции с точки зрения выполнения экологических норм, т.к. в районе возможного расположения строительной площадки могут быть различные предприятия промышленности и транспорта, создающих некоторый фон загрязненности;

- близость к источнику топливоснабжения; этот фактор наиболее важен для мощных пылеугольных ГРЭС на низкосортном топливе, а для АЭС он может вообще не приниматься во внимание, поскольку калорийность ядерного топлива в миллионы раз больше, чем органического;

- близость к источнику водоснабжения; потребность в охлаждающей воде для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах почти в 2 раза больше, чем у конденсационных энергоблоков СКП на органическом топливе - это объясняется зависимостью удельных расходов пара от начальных параметров цикла рабочего тела; для ТЭЦ расход циркводы меньше, чем для ГРЭС, так как теплофикационные турбины имеют меньший пропуск пара в конденсатор из-за наличия регулируемых отборов;

- низкая сейсмичность района;

- благоприятный рельеф местности (уклоны не более 1%, отсутствие неровностей, превышающих 2-4 м), подходящее качество грунта, низкий уровень грунтовых вод (не менее 5 м);

- достаточные размеры территории для размещения электростанции с учетом ее возможного будущего расширения, обеспечения санитарно-защитной зоны, места для золошлакоотвалов (для ТЭС на пылеугольном топливе); рядом с площадкой не должно быть аэродромов, так как высота дымовых труб может превышать 300-350 м; отчуждаемая территория не должна представлять большой ценности, а стоимость сносимых зданий и сооружений должна быть минимальной;

- развитая инфрастуктура местности в районе строительства, что означает близость к транспортным магистралям, линиям электропередач, наличие местных стройматериалов и предприятий по их производству, рабочей силы для комплектования строительных организаций и т.д.

При выборе места строительства АЭС особое значение имеют сейсмичность района, условия водоснабжения, обеспечение возможности работы ядерных энергоблоков в базовом режиме. Площадка строительства должна быть выше максимального уровня грунтовых вод, а также наивысшего уровня реки или водоема с учетом возможной высоты волн.

Вокруг АЭС создается санитарно-защитная зона (СЗЗ), в пределах которой не допускается наличие жилых зданий, детских учреждений, пищевых предприятий, продовольственных складов и т.п. Размеры СЗЗ определяются отдельно в каждом конкретном случае и обычно составляют 4-6 км во все стороны от вентиляционной трубы АЭС.

Не разрешается строительство атомных электростанций в поясах санитарной защиты курортов, в районах возможного действия катастрофических природных явлений (цунами, тайфуны, торнадо и пр.) и затопления вследствие разрушения плотин, в сильно заболоченных местах, на слабых грунтах в сейсмоактивных зонах и т.п.

Роза ветров - это график (например, в виде эпюры), показывающий наиболее вероятную продолжительность по времени того или иного направления ветра и его скорости. С учетом розы ветров нужно располагать ТЭС и АЭС с подветренной стороны от ближайших населенных пунктов.

53. Какие изыскания проводятся при определении возможных площадок строительства ТЭС и АЭС? Как принимается окончательное решение о выборе места строительства электростанции?

По каждому прорабатываемому варианту размещения будущей электростанции проводятся изыскательские работы в отношении предполагаемой площадки строительства. Они включают в себя следующие изыскания:

- инженерно-геологические (получение данных о рельефе местности, состоянии грунтов, наличии оползней, заболоченности, развитии оврагов, колебаниях уровня грунтовых вод и др.);

- топографо-геодезические (составление карт со сведениями о транспортных магистралях, линиях электропередач, населенных пунктах, сельхозугодьях и т.д.);

- сейсмологические (анализ всех имеющихся данных о землетрясениях и колебаниях земной коры за все годы наблюдений);

- гидрологические (получение и анализ характеристик источника водоснабжения, включая сведения о ледовом режиме, колебаниях уровня, дебита и качества воды, а также данных об использовании реки или водоема до строительства электростанции и об уже существующих гидротехнических сооружениях);

- метеорологические (получение сведений о ветровом режиме, влажности воздуха) и климатологические (определение температурного режима воздушной среды).

Окончательное решение о выборе места строительства ТЭС и АЭС принимается на основании технико-экономического анализа, позволяющего определить оптимальной вариант путем «взвешивания» различных факторов. Например, одна площадка строительства может потребовать меньших затрат для подготовки территории и обеспечения водоснабжения, зато другая расположена ближе к транспортным магистралям и источникам топливоснабжения. Удельный вес этих составляющих может быть разным и зависит от вида топлива, типа тепловой схемы, общей мощности электростанции и других факторов.

54. Что такое генеральный план электростанции? Что показывается на генеральном плане?

Генеральный план (ГП) представляет собой вид сверху на площадку электростанции и показывает размещение на ней зданий и сооружений с указанием их размеров по высоте. ГП разрабатывается на стадии технического проекта станции. Масштаб ГП обычно 1:1000 (т.е. один сантиметр на бумажном плане соответствует 10 метрам на местности).

На генеральном плане показываются:

- здания и сооружения (включая галереи, эстакады, туннели);

- транспортные пути (автомобильные и железные дороги, автостоянки, подкрановые пути) и линии электропередачи;

- открытые водоводы системы техводоснабжения;

- ограды станции в целом и отдельных объектов на ее территории.

Здания и сооружения электростанции делятся на две категории:

- здания и сооружения основного производственного назначения, к которым относятся главное здание с котлотурбинным цехом и примыкающими помещениями для вспомогательного оборудования, химцех, объекты топливно-транпортного хозяйства, ремонтные помещения, дымовые (на ТЭС) и вентиляционные (на АЭС) трубы, береговые насосные станции, градирни, брызгальные бассейны, трубопроводы технической воды и гидрозолошлакоудаления, золошлакоотвалы, открытые (ОРУ) или закрытые (ЗРУ) распределительные устройства и др.; на АЭС дополнительно имеются спецкорпус для обработки радиоактивных вод и хранения отходов, представляющих радиационную опасность, а также автономные дизель-генераторные установки надежного питания на случай полного обесточивания станции;

- здания и сооружения подсобно-производственного и вспомогательного назначения, в частности, административно-бытовой корпус, пункты общепита, различные склады, гараж, пожарные службы, сооружения для очистки воды; на АЭС к данной категории зданий и сооружений также относятся склады свежего топлива, хранилища радиоактивных отходов (РАО), устройства приточно-вытяжной вентиляции, вспомогательный корпус с санпропускниками и др.

55. Каков порядок составления генерального плана ТЭС и АЭС? Каковы основные требования к генеральному плану?

При составлении генерального плана в первую очередь размещают на нем главный корпус, который должен быть обращен турбинным отделением к источнику водоснабжения, если это река, море, водохранилище и т.п.

На электростанции с градирнями главный корпус должен располагаться с наветренной стороны по отношению к ним во избежание обледенения в холодное время года. При этом градирни должны размещаться со стороны постоянного торца главного здания на расстоянии не менее 100 м. Такой же минимальный разрыв и по той же причине соблюдается между градирнями и ОРУ.

Со стороны котельного отделения располагаются:

- вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели (непосредственно рядом с главным зданием);

- объекты топливного хозяйства и транспортировки топлива для сжигания; при пылеугольном топливе расстояние от них до котельного отделения предусматривается с учетом непревышения предельно допустимого угла наклона конвейера топливоподачи.

ОРУ располагают исходя из удобства трассировки линий электропередачи (ЛЭП) - лучше всего со стороны машзала.

Со стороны постоянного торца главное здание обычно связано галереей с объединенным вспомогательным корпусом (ОВК), где находятся административные службы, столовая, мастерские, склады и т.д.

Со стороны временного торца главного корпуса резервируется свободное место для расширения котлотурбинного цеха. На этой территории могут располагаться временные объекты, например, монтажно-сборочные площадки, насыпные склады угля, автостоянки.

Назовем основные требования к генеральному плану.

Здания и сооружения электростанции располагаются таким образом, чтобы обеспечивалась минимальная протяженность транспортных путей при одновременном соблюдении минимально допустимых расстояний между отдельными объектами. Эти нормы устанавливаются прежде всего для обеспечения противопожарной безопасности. Для хранения горючих материалов могут сооружаться специальные склады на отдельной огороженной площадке.

ТЭС и АЭС целесообразно проектировать сразу на полную мощность, чтобы уменьшить стоимость строительства за счет совмещения ряда объектов в единых общестанционных зданиях. В первую очередь это касается всего, что может размещаться в ОВК.

На территории станции нужно предусмотреть удобные стоянки для автотранспорта, тротуары, озеленение и т.п.

56. Какие количественные показатели характеризуют совершенство генерального плана? Каковы особенности генерального плана ТЭЦ? Каковы особенности генерального плана АЭС?

Совершенство генерального плана может характеризоваться следующими количественными показателями:

- удельная площадь застройки, равная отношению площади станции в ограде к установленной мощности;

- коэффициент использования территории, показывающий, какая доля всей площади станции в ограде занята зданиями и сооружениями;

- коэффициент застройки, равный отношению площади, занятой зданиями, ко всей площади в ограде.

Особенностью генерального плана ТЭЦ по сравнению с КЭС является необходимость максимально возможной экономии площадей, так как ТЭЦ обычно расположены в городах. Здесь предпочтительны оборотные СТВ с градирнями. Часть распределительных устройств может располагаться в закрытых помещениях - это ЗРУ.

На генеральном плане ТЭЦ показываются не только выводы ЛЭП, но и трубопроводы подачи пара и горячей воды тепловым потребителям.

Рассмотрим также особенности генерального плана АЭС.

Атомные электростанции имеют только блочную структуру, главным образом по соображениям безопасности реакторной установки. В связи с этим нужно выбрать место между энергоблоками для расположения общестанционных объектов.

К ним, в частности, относятся спецводоочистка (СВО), предназначенная для обработки радиоактивных вод, и вентиляционный центр, осуществляющий принудительную приточно-вытяжную вентиляцию помещений для обеспечения радиационной безопасности эксплуатационного персонала АЭС.

Склад нового топлива (свежих твэлов) размещается рядом с реакторным отделением, а хранилища РАО не ближе 500 м от него.

На АЭС имеется лабораторно-вспомогательный корпус, который располагают со стороны постоянного торца главного здания, здесь же находится и ОВК.

57. Какова структура главного здания ТЭС и АЭС? Каковы основные принципы компоновки главного здания электростанции, какие количественные показатели характеризуют совершенство компоновки? Какие особенности имеют компоновки главных зданий ТЭЦ, АЭС?

Главное здание пылеугольной ТЭС включает в себя:

- котельное отделение (котельный цех);

- турбинное отделение (другие названия - машинный зал, машинное отделение, турбинный цех); котельное и турбинное отделение могут быть объединены в один цех - котлотурбинный (КТЦ);

- бункерное отделение, которое может находиться между котельным и турбинным отделениями;

- деаэраторное отделение, обычно располагающееся над бункерным отделением.

Котельное и турбинное отделения относят к основным, а бункерное и деаэраторное - к вспомогательным помещениям главного здания ТЭС.

Компоновка главного здания электростанции - это совокупность технических решений по взаимному размещению в нем основного и вспомогательного оборудования.

Компоновка главного здания ТЭС и АЭС основана на принципах обеспечения надежности, безопасности и экономичности. Это означает осуществление таких компоновочных решений, которые:

- позволяют ограничить возможные последствия незначительных отказов оборудования, проводить ремонтные и профилактические работы и тем самым повысить надежность энергоблока;

- локализовать серьезные аварии, минимизировать время пребывания персонала в наиболее опасных зонах в целях обеспечения безопасной эксплуатации электростанций;

- дают возможность достичь минимальной удельной кубатуры главного здания (т.е. объема помещения в расчете на 1 кВт установленной электрической мощности) и минимальной суммарной длины трубопроводов; эти количественные показатели характеризуют совершенство компоновки главного здания ТЭС и АЭС.

Отметим особенности компоновок главных зданий ТЭЦ и АЭС.

Для ТЭЦ характерно большее разнообразие типоразмеров котлов и турбин по сравнению с КЭС, так как они вырабатывают и электрическую, и тепловую энергию для внешних потребителей. Следовательно, компоновочные решения также могут быть весьма различными.

Для экономии затрат при строительстве и монтаже оборудования разработаны проекты ТЭЦ заводского изготовления:

- ТЭЦ-ЗИТТ (ТЭЦ заводского изготовления на твердом топливе);

- ТЭЦ-ЗИГМ (на газомазутном топливе).

В главном здании двухконтурной АЭС вместо котельного отделения имеется реакторно-парогенераторное отделение (другие названия - реакторно-парогенераторный цех, аппаратный цех, аппаратное отделение).

Основной особенностью компоновки главного здания АЭС является расположение реакторно-парогенераторного отделения под специальной защитной оболочкой. Она выполнена из предварительно напряженного железобетона, т.е. в случае повышения давления внутри оболочки сначала происходит компенсация ее предварительного сжатия, а только после этого работа на растяжение.

Оболочка рассчитана на локализацию последствий так называемой максимальной проектной аварии (МПА) - мгновенного, полного, местного разрыва главного циркуляционного трубопровода между реактором и парогенератором (специалисты по надежности ядерных энергоустановок считают такую аварию весьма маловероятной, скорее гипотетической). При защите от внешних воздействий оболочка может выдержать, например, падение самолета.

В главном здании АЭС предусматриваются две зоны - зона строгого режима и чистая (с точки зрения радиоактивности). В связи с этим все помещения подразделяются на три категории:

- необслуживаемые, в которых пребывание персонала не допускается;

- полуобслуживаемые, где время пребывания людей строго ограничено;

- обслуживаемые (с неограниченным временем пребывания персонала).

58. Как решается вопрос о продольном или поперечном расположении турбин в машинном зале? Каковы достоинства и недостатки бокового и подвального расположения конденсаторов турбин?

Рассмотрим два наиболее характерных примера компоновочных решений по размещению основного и вспомогательного оборудования в главном здании электростанции.

При компоновке турбинного отделения должно быть принято решение о продольном или поперечном расположении турбин.

От этого прежде всего зависит длина пролета машзала. С точки зрения обеспечения наибольшей грузоподъемности мостовых кранов желательно уменьшить пролет, что достигается продольным расположением турбин. Но при поперечном расположении уменьшается длина наиболее ответственных паропроводов острого пара от котлов к турбинам.

Отсюда следует, что при решении вопроса о выборе того или иного варианта расположения турбин в машинном зале необходимо принимать во внимание такие факторы как длина турбогенератора, количество котлов на одну турбину и их размеры, удобство размещения вспомогательного оборудования турбоустановки, эксплуатационные требования и др. Окончательное решение принимается на основе технико-экономического анализа.

Таким же методом решается вопрос о боковом или подвальном расположении конденсаторов турбин, поскольку оба варианта имеют свои преимущества.

При боковом расположении конденсаторов улучшаются условия работы конденсатных насосов за счет увеличения подпора, зависящего от разности высот этих агрегатов.

С другой стороны, желательно располагать оборудование главного здания по высоте - для уменьшения его общей площади. С этой точки зрения предпочтительнее подвальное расположение конденсаторов турбин.

59. Чем отличаются принципиальные и развернутые тепловые схемы, что на них показывается? Какова цель расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки?

Тепловая схема электростанции представляет собой совокупность технологических схем установок, входящих в состав тепломеханического оборудования ТЭС и АЭС.

Различают принципиальную (ПТС) и развернутую (РТС) тепловые схемы. РТС можно называть также полной тепловой схемой.

ПТС включает в себя основные установки ТЭС и АЭС - реакторную, парогенераторную, паротурбинную.

Все однотипное оборудование на ПТС показывается однократно, независимо от количества одинаковых агрегатов, арматура наносится лишь важнейшая, например, некоторые обратные клапаны, главные запорные задвижки (ГЗЗ) на трубопроводах, соединяющих реактор и парогенераторы двухконтурной АЭС.

Трубопроводы на ПТС показываются одной линией - даже в тех случаях, когда имеется несколько дублирующих (параллельных) потоков.

РТС включает в себя не только основные, но и вспомогательные установки, в том числе систему техводоснабжения, при этом наносится все оборудование, арматура и трубопроводы. Исключение могут составлять только небольшие отдельные узлы (например, подача циркуляционной воды на маслоохладители), выносимые на специальные установочные чертежи.

Существует два вида расчетов принципиальных тепловых схем турбоустановок. Первый из них предусматривает определение электрической мощности турбоагрегата при известном расходе свежего пара в голову турбины - по аналогии с расчетами теплообменников такой расчет можно считать поверочным. Второй вид расчета ПТС предполагает решение противоположной (можно сказать, конструкторской) задачи - нахождение расхода начального пара для обеспечения требуемой мощности турбоустановки.

60. Какие условные обозначения используются на тепловых схемах ТЭС и АЭС?

Условные обозначения на тепловых схемах ТЭС и АЭС регламентируются государственными и отраслевыми стандартами.

В Приложении 1 приведены наиболее часто встречающиеся на тепловых схемах условные обозначения трубопроводов, арматуры, основного и вспомогательного оборудования ТЭС и АЭС. С другими обозначениями можно ознакомиться в учебно-методической и справочной литературе, список которой расположен в конце данного учебного пособия.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

АЗ - аварийная защита; активная зона (ядерного реактора)

АСПТ, АСТ - атомная станция промышленного теплоснабжения, атомная

станция теплоснабжения

АСУТП - автоматизированная система управления технологическими

процессами

АТЭЦ - атомная теплоэлектроцентраль

АЧР - автоматическая частотная разгрузка

АЭС - атомная электрическая станция

БН - бустерный насос

БОУ - блочная обессоливающая установка

БРОУ, БРУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка, редукционная установка

БС - барабан-сепаратор

БЩУ - блочный щит управления

ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор

ВПУ - водоподготовительная установка

ВС - верхняя ступень (сетевого подогревателя)

ВСП - верхний сетевой подогреватель

ВХР - водно-химический режим

ВЭР - вторичные энергоресурсы

ВЭС - ветровая электростанция

ГАВР - гидразин-аммиачный водный режим

ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция

ГеоТЭС - геотермальная теплоэлектростанция

ГеЭС - гелиоэлектростанция (солнечная электростанция)

ГЗЗ - главная запорная задвижка

ГК - генерирующая компания (в энергосистеме)

ГОСТ - государственный стандарт

ГОЭЛРО - государственный план электрификации России (1920 г.)

ГП - генеральный план (электростанции)

ГРП - газораспределительный пункт

ГРЭС - государственная районная электростанция

ГТ, ГТД, ГТУ, ГТУ-ТЭЦ, ГТЭС - газовая турбина, газотурбинный двигатель, газотурбинная установка, ТЭЦ с ГТУ,

газотурбинная электростанция

гут - грамм условного топлива

ГЦК - главный циркуляционный контур

ГЦН - главный циркуляционный насос

ГЩУ - главный щит управления

ГЭС - гидроэлектростанция

Д - деаэратор

ДВ - дутьевой вентилятор

ДВД - деаэратор высокого давления

ДИ - деаэратор испарителя

ДН - дренажный насос

ДНД - деаэратор низкого давления

ДПТС - деаэратор подпитки теплосети

ДС - дымосос

ДТ - дымовая труба

ДЭС - дизельная электростанция

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ЗУ - золоуловитель

ЗШО, ЗШУ - золошлакоотвал, золошлакоудаление

И - испаритель

К - конденсатор

КЗ - короткое замыкание

КИ - конденсатор испарителя

КИА, КИП - контрольно-измерительная аппаратура,

контрольно-измерительные приборы

КИУМ - коэффициент использования установленной мощности

КМПЦ - контур многократной принудительной циркуляции

КН - конденсатный насос

КНС - насос конденсата сетевых подогревателей

КО - конденсатоочистка; конденсатоотводчик; компенсатор объема

КПД - коэффициент полезного действия

КПТ - конденсатно-питательный тракт

КПТЭ - комбинированное производство тепловой и электрической энергии

к-р - конденсатор

КТ - конденсатный тракт

КТО, КТП, КТПР - коэффициент теплоотдачи, коэффициент теплопередачи,

коэффициент теплопроводности

КТЦ - котлотурбинный цех (электростанции)

КУ - котельная установка; котел-утилизатор

КЦ - котельный цех (электростанции)

КЭН - конденсатный электронасос

КЭС - конденсационная электростанция

ЛЭП - линия электропередачи

МАГАТЭ - Международное агентство по атомной энергии

МБ - материальный баланс

МГДУ - магнитогидродинамическая установка

МИРЭК, МИРЭС - Мировая энергетическая конференция, Мировой энергетический совет

МПА - максимальная проектная авария (на АЭС)

Н - насос

НВИЭ - нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

НКВР - нейтрально-кислородный водный режим

НОК - насос обратного конденсата

ном. - номинальный

НС - нижняя ступень (сетевого подогревателя)

НСП - нижний сетевой подогреватель

НСС - начальник смены станции

ОВ - охлаждающая вода; очищенная вода; охладитель выпара (деаэратора)

ОВК - объединенный вспомогательный корпус

ОД - охладитель дренажа

ОДУ - объединенное диспетчерское управление

ОК - обратный конденсат; обратный клапан

ОП - охладитель продувки

ОРУ - открытое распределительное устройство

ОСТ - отраслевой стандарт

ОУ - охладительная установка; охладитель уплотнений

ОЭ - основой эжектор; охладитель эжектора

ПБ - пиковый бойлер; пожарная безопасность

ПВ - питательная вода

ПВД - подогреватель высокого давления

ПВК - пиковый водогрейный котел

ПВТ - пароводяной тракт

ПГ - парогенератор; природный газ

ПГУ - парогазовая установка; парогенерирующая установка

ПДК - предельно допустимая концентрация

ПЕ - перегреватель свежего пара

ПК - паровой котел; пиковый котел; предохранительный клапан

ПКВД, ПКНД - паровой котел высокого, низкого давления

ПН - питательный насос

ПНД - подогреватель низкого давления

ПО - пароохладитель

ПП - промежуточный пароперегреватель; полупроводник

ППР - паропреобразователь; планово-предупредительный ремонт

ПРК - пускорезервная котельная

ПСВ - подогреватель сетевой воды

ПТ - паровая турбина; паровой тракт; подготовка топлива

ПТС - принципиальная тепловая схема

ПТУ - паротурбинная установка

ПТЭ - правила технической эксплуатации

ПУ - подогреватель уплотнений

ПУЭ - правила устройства электроустановок

ПХ - паровая характеристика

ПЭ - подогреватель эжекторов; пусковой эжектор

ПЭН - питательный электронасос

Р - расширитель; реактор (ядерный)

РАО - радиоактивные отходы

РАО «ЕЭС России» - Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «Единая электроэнергетическая система России»

РБМК - реактор большой мощности канальный (кипящий)

РБН - реактор на быстрых нейтронах

РВП - регенеративный воздухоподогреватель

РД - руководящий документ

РЗА - релейная защита и автоматика

РОУ - редукционно-охладительная установка

РП - регенеративный подогреватель

РТН - реактор на тепловых нейтронах

РТС - развернутая (полная) тепловая схема

РУ - редукционная установка; реакторная установка; распределительное устройство

РЦ - реакторный цех (атомной электростанции)

РЭК - региональная энергетическая комиссия

РЭС - районные электрические сети

С - сепаратор

САОЗ - система аварийного охлаждения зоны (ядерного реактора)

САР, САУ - система автоматического регулирования, система автоматического управления

СВО, СГО - спецводоочистка, спецгазоочистка (на АЭС)

СЗЗ - санитарно-защитная зона

СК - стопорный клапан; сетевая компания (в энергосистеме)

СКД, СКП - сверкритическое давление, сверхкритические параметры

СМ - смеситель

СН - сетевой насос; собственные нужды

СНиП - санитарные нормы и правила

СП - сетевой подогреватель

СПП - сепаратор-промпароперегреватель

СТВ - система технического водоснабжения

СУЗ - система управления и защиты (ядерного реактора)

СХТМ - система химико-технологического мониторинга

СЦТ - система централизованного теплоснабжения

СЭС - солнечная электростанция

Т - турбина

ТБ - тепловой баланс; топливный баланс; техника безопасности

ТВ - техническая вода

ТВД - турбина высокого давления

ТВС, твэл - тепловыделяющая сборка, тепловыделяющий элемент

ТГ - турбогенератор

ТГВТ - топливно-газо-воздушный тракт

ТГУ - турбогенераторная установка

ТИ - тепловая изоляция

ТК - теплофикационный пучок конденсатора турбины; технологический канал (ядерного реактора); топливная кассета (для АЭС)

ТН - теплоноситель

ТНД - турбина низкого давления

ТО - теплообменник; техническое обслуживание

ТП - тепловой потребитель; турбопривод (насоса); технологический процесс

ТПН - питательный насос с турбоприводом (турбопитательный насос)

тр-д - трубопровод

ТТЦ - топливно-транспортный цех (электростанции)

т/у - турбоустановка

ТУ - турбоустановка; технические условия

ТХ - топливное хозяйство; тепловая характеристика

ТЦ - турбинный цех (электростанции)

ТЭБ - топливно-энергетический баланс

ТЭК - топливно-энергетический комплекс

ТЭО - технико-экономическое обоснование (проекта)

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы

ТЭС - тепловая электрическая станция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ТЭЦ-ЗИГМ - теплоэлектроцентраль заводского изготовления на газомазутном топливе

ТЭЦ-ЗИТТ - теплоэлектроцентраль заводского изготовления на твердом топливе

ФОРЭМ - федеральный оптовый рынок энергии и мощности (России)

ФЭК - федеральная энергетическая комиссия

ХВО - химводоочистка

ХОВ - химочищенная вода

ХХ - холостой ход (турбины)

ХЦ - химический цех (электростанции)

ЦВ - циркуляционная вода

ЦВД, ЦНД, ЦСД - цилиндр высокого, низкого, среднего давления (турбины)

ЦН - циркуляционный насос

ЦТАИ - цех тепловой автоматики и измерений (электростанции)

ЦЦР - цех централизованного ремонта (электростанции)

ЧВД, ЧНД, ЧСД - часть высокого, низкого, среднего давления (турбины)

ЭГ - электрогенератор

ЭДС - электродвижущая сила

ЭС - электрическая станция; электрические сети; Энергетическая стратегия (России)

ЭУ - энергетическая установка; эжектор уплотнений

ЭХ - энергетическая характеристика

ЭЦ - электроцех (электростанции)

ЭЭС - электроэнергетическая система

ЯТ, ЯТЦ - ядерное топливо, ядерно-топливный цикл

ЛИТЕРАТУРА

1. Волков Э.П., Ведяев В.А., Обрезков В.И. Энергетические установки электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1983.

2. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1986.

3. Грибков А.М., Гаврилов Е.И., Полтавец В.М. Основы проектирования и эксплуатации тепловых электростанций. Казань: Изд-во КГЭУ, 2004.

4. Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. М.: Энергоатомиздат, 1990.

5. Дэвинс Д. Энергия. М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энергоиздат, 1982.