Конденсационных электростанций

Конденсационные электростанции, работающие за счет сжигания топлива, используют каменный уголь, торф, нефть, природный газ. Получаемый в результате сжигания топлива пар проходит через все ступени турбины и поступает в конденсатор, где охлаждается проточной циркуляционной водой. Образованная в результате конденсации пара вода перекачивается в питательный бак, откуда после подогрева поступает в котел. Около

Конденсационные электростанции, режим работы 26

1-11. Гельтман А. Э., Будняцкий Д. Л., Апатовский Л. Е. Блочные конденсационные электростанции большой мощности. — М.: Энергия, 1964.

Конденсационные электростанции, работающие на органическом топливе (угле, сланцах, торфе, лигнитах, газе, нефтепродуктах), — являются наиболее традиционными из всех типов ТЭС и АЭС. На этих электростанциях производится основная доля электроэнергии.

Конденсационные электростанции (КЭС) исторически получили наименование государственных районных

Конденсационные электростанции всю вырабатываемую энергию, за исключением энергии, потребляемой на собственные нужды, выдают в сеть повышенного напряжения.

В настоящее время АЭС работают преимущественно как конденсационные электростанции и их электрические схемы строятся по блочному принципу. При разработке электрической части АЭС учитывается, что эти электростанции:

Другим фактором, повышающим эффективность гидроаккумулирования, являются коренное изменение структуры генерирующих мощностей и сокращение доли ГЭС в энергосистемах европейской части СССР. До 60-х годов графики нагрузки здесь были более плотными, конденсационные электростанции (К.ЭС) работали на докритических параметрах л ар а с поперечными связями, а регулируемая мощность ГЭС достигала 20% и более максимума нагрузки, и поэтому не было необходимости в строительстве гидроаккумулирующих и других пиковых электростанций. С появлением мощных конденсационных электростанций с блочным оборудова-

Конденсационные электростанции проектируются с агрегатами мощностью в 100, 150, 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт и с номинальным напряжением генераторов от 10,5 до 24 кВ. Основными агрегатами на большинстве сооружаемых в настоящее время К.ЭС приняты агрегаты мощностью 300, 500 и 800 МВт. Установленная мощность типовых электростанций принимается равной 2400, 4000, 6400 МВт. Ввод в работу таких электростанций возможен только в мощных энергосистемах.

Конденсационные электростанции всю вырабатываемую энергию, за исключением энергии, потребляемой на собственные нужды, выдают в сеть повышенного напряжения. Характерными для КЭС являются также большие номинальные токи генераторов (5,5—22 кА) и повышенный уровень токов КЗ в сетях как генераторного, так и повышенных напряжений. КЭС могут работать по свободному, т. е. не лимитированному тепловыми отборами, графику нагрузки, но так же как и ТЭЦ, имеют низкую режимную маневренность и мобильность.

В настоящее время АЭС работают преимущественно как конденсационные электростанции, и их электрические схемы строятся по блочному принципу. При разработке электрической части АЭС учитывается, что эти электростанции:

При решении задач развития энергетической системы необходимо учитывать инерционность, с которой могут быть реализованы принимаемые решения. Эта инерционность определяется сроками строительства энергетических объектов: гидроэлектростанций (ГЭС) 10 15 лет, конденсационных электростанций (КЭС) — 8 — 12 лег, уникальных линий электропередачи (ЛЭП)-3 5 лет, ЛЭП 110- 500 кВ— 1 -3 года.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ БЛОЧНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (K3CJ

В первую очередь к работе в полупиковом режиме используются неблочные КЭС с оборудованием на давление до 9,8 МПа. Так, на КЭС (с поперечными связями) можно останавливать в резерв часть котлов, не останавливая турбины, что исключается для энергоблоков. Поэтому рассмотрение вопросов маневренности начнем с неблочных конденсационных электростанций.

Глава первая. Режимы работы блочных конденсационных электростанций (КЭС)......... 14

Рассмотренная схема характерна для конденсационных электростанций (КЭС), используемых для выработки электроэнергии. Схемы блоков ТЭЦ с турбинами Т и ПТ отличаются от схемы, приведенной на 9, наличием отборов для снабжения паром внешних потребителей и паропроводов, а также трубопроводов производственного конденсата, возвращаемого потребителями, теплооб-менного (сетевые подогреватели) и насосного оборудования.

1.2. СХЕМЫ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ОРГАНИЧЕСКОМ И ЯДЕРНОМ ТОПЛИВЕ

2.1. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Указанные соотношения могут быть применены для определения с и зэ конденсационных электростанций и теплоэлектроцентралей. Однако при комбинированном производстве тего оты и электроэнергии общие затраты по электростанции должны быть распределены в виде отдельных составляющих. Методика распределения общего расхода топлива на доли, рассчитываемые отдельно на производство теплоты и электроэнергии, рассмотрена выше. Распределение отчислений от капиталовложений, затрат на заработную плату и других расходов производится по так называемому балансному методу или соответственно затратам на производство теплоты и электр>энергии при раздельном производстве [39]. Распределив общие затраты по ТЭЦ на затраты, отнесенные на производство теплоты, и расходы по производству электроэнергии, легко установить удельную се эестоимость и удельные приведенные затраты по тепловой и электрической энергии отдельно.

5.4. СЕТЕВЫЕ УСТАНОВКИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Проектными организациями разработан ряд типовых проектов конденсационных электростанций, применение которых позволяет значительно сократить сроки строительства, монтажа и ввод! в эксплуатацию тепловых электростанций.

Основные показатели тепловой и общей экономичности ТЭС определены в гл. 2, в настоящей главе представлены значения этих величин, а также энергетические и технико-экономические характеристики для крупных современных электростанций. В табл. 17 1 приведены значения удельных капиталовложений конденсационных электростанций А:ст при различных видах топлива для блоков, работающих при начальных давлениях 12,7 и 23,5 МПа, а на 17.1 — изменение kcT в зависимости от мощности электростанции с блоками 300, 500, 800 и 1200 МВт для одного и того же вида каменных углей. В таблице для электростанций с восемью блоками и турбинами К-300-240, работающих на газе или мазуте, принято ?ст300 = 100%. Мощности КЭС с турбинами К-300-240 достигают 2400 МВт, с турбинами К-500-240 (на эки-бастузских углях) - 4000 МВт, с турбинами К-800-240 (на канско-ачинских углях) — 6400 МВт.