Курс лекций по дисциплине Общая энергетика для специальностей

Тема 1.6. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

1.6.1. Общие положения.

Тепловая энергия требуется для технологических нужд промышленности, для отопления и вентиляции производственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха, для горячего водоснабжения (ГВС). Для производственных целей обычно требуется перегретый пар, температура которого на 15÷20⁰С выше температуры насыщения, так как при транспортировке к потребителю часть пара конденсируется и соответственно при этом происходит потеря теплоты. На отопление, вентиляцию от ТЭЦ вода поступает при температуре 95÷180⁰С, в зависимости от расчётного температурного графика.

Таким образом, централизованная система теплоснабжения включает в себя:

теплоисточник (ТЭЦ или котельная), трубопроводы для транспортирования тепла (пара или воды) и установки теплопотребителей, использующие теплоту для промышленных или бытовых нужд.

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ в качестве источника теплоты называется теплофикацией. Тепловая нагрузка электростанции, определяемая расходом теплоты на производственные процессы и бытовые нужды (горячее водоснабжение), практически не зависит от температуры наружного воздуха. Однако летом эта нагрузка несколько меньше, чем зимой. Ведь летом отопления нет. В то же время промышленная и бытовая тепловые нагрузки резко изменяются в течение суток. Кроме того, среднесуточная нагрузка электростанции при использовании теплоты на бытовые нужды в конце недели, в предпразничные и праздничные дни значительно выше, чем в другие рабочие дни недели.

Электростанции, предназначенные для выработки электроэнергии, отпуска пара и горячей воды потребителям, называются теплоэлектроцентралями (сокращённо ТЭЦ). Выработка электронергии и тепла с паром и горячей водой называется комбинированной выработкой энергии.

Теплоцентрали могут

иметь турбины с

противодавлением или

РОУ или конденсационные с

регулируемыми отборами

пара, или те и другие.

В схемах с турбинами с

противодавлением типа Р

Система регенерации весь отработавший пар

подаётся тепловому

Рис. 35. потребителю, поэтому

существует прямая зависимость между вырабатываемой электроэнергией и расходом этого пара.

При пониженных электрических нагрузках часть пара необходимо пропускать помимо турбины через редукционно-охладительную установку (РОУ).

При высоких электрических нагрузках небольшой потребности в паре у теплового потребителя недостающая электроэнергия должна вырабатываться на электростанциях с турбинами конденсационного типа, или на этой же станции при наличии разнотипных турбин. Таким образом, установка будет использоваться достаточно эффективно только в том случае, если она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года. Давление пара за турбиной должно быть выбрано таким, какое требуется потребителю.

На электростанциях с турбинами, имеющими регулируемые отборы, выработка электроэнергии и отпуск теплоты могут изменяться в достаточно широких пределах независимо друг от друга. При этом полная номинальная электрическая мощность, если это требуется может быть достигнута в отсутствии тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют один, два или три регулируемых отборов. При одном регулируемом отборе отводимый от турбины пар может поступать на производственные нужды (турбины типа П) или на теплофикацию (турбины типа Т). При двух регулируемых отборах либо оба отбора являются теплофикационными (турбины типа Т), либо один из них является производственным, а другой теплофикационным (турбины типа ПТ). Как мы знаем, имеются также турбоустановки с одним производственным и двумя теплофикационными отборами (например, ПТ-80-130/13).

Так общими являются линии промышленного отбора пара турбин типа ПТ и Р, линии обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды, подпиточной воды тепловых сетей. Однако сетевые подогревательные установки выполняют обычно индивидуальными у каждого турбоагрегата типа Т или ПТ. На такой сложной ТЭЦ с разнотипными турбоагрегатами принципиальная тепловая схема включает по одному турбоагрегату каждого типа. ПТС такой ТЭЦ включает схемы отпуска пара и горячей воды, а также регенеративного подогрева питательной воды для каждого турбоагрегата, подготовки добавочной и подпиточной воды.

РОУ

Система регенерации

Рис.36.

1.6.2. Регулирование тепловой нагрузки

Как мы уже знаем, тепло для отопления, ГВС и бытовых нужд теплоэлектроцентраль отпускает с горячей водой.

Сетевую воду подогревают в теплообменниках поверхностного типа паром из отборов или противодавления теплофикационных турбин и подают насосами по трубопроводам горячей воды к потребителям. После отдачи тепла (охлаждения)в отопительных установках потребителей вода вновь возвращается на ТЭЦ. Система трубопроводов горячей и охлаждённой воды образует тепловую сеть. Соответственно воду, циркулирующую по тепловой сети, называют сетевой водой, насосы – сетевыми насосами, а теплообменники на ТЭЦ ― сетевыми подогревателями. Трубопроводы, по которым подаётся к потребителям горячая вода, называют подающими, а те, по которым охлаждённая вода возвращается на ТЭЦ ― обратными.

Мы же знаем, что отопительная и вентиляционная тепловые нагрузки зависят от температуры наружного воздуха. Поэтому необходимо регулировать отпуск теплоты в соответствии с изменением нагрузки.

Применяется преимущественно центральное регулирование, осуществляемое на ТЭЦ и дополняемое местными автоматическими регуляторами. При центральном регулировании применяется либо количественное регулирование, сводящееся к изменению расхода сетевой воды в подающем трубопроводе при неизменной её температуре, либо качественное, при котором расход воды остаётся постоянным, а меняется её температура.

Качественное регулирование позволяет поддерживать давление греющего пара из отборов турбины на сетевые подогреватели в соответствии с требуемой температурой сетевой воды, понижая или повышая это давление путём уменьшения или увеличения расхода пара на сетевые подогреватели. Меньше давление и температура пара в теплофикационном отборе турбины, на меньшую температуру нагреют сетевую воду в соответствии с наружной температурой воздуха, то есть в соответствии с расчётным температурным графиком. Такой метод регулирования отпуска тепла энергетически наиболее выгоден и получил преимущественное распространение.

Приведу пример температурного графика 150/70⁰С. При температуре наружного воздуха –10⁰С и расчётной температуре по г. Владивостоку –24⁰С температура прямой сетевой воды должна быть 109,6⁰С, а обратной 56,3⁰С. При –20⁰С температура прямой сетевой воды должна быть 138,6⁰С, а обратной –66,2⁰С.

1.6.3. Покрытие основной и пиковой отопительной нагрузок

На крупных ТЭЦ для повышения температуры прямой сетевой воды, идущей на отопление, применяются пиковые водогрейные котлы (ПВК).

На ТЭЦ с отопительной нагрузкой можно применять турбины с противодавлением или с конденсацией и отбором пара. Однако применение на ТЭЦ турбин с противодавлением очень ограничено, так как сезонная отопительная нагрузка не обеспечивает круглогодичного производства электроэнергии на тепловом потреблении. Поэтому возможная мощность турбин с противодавлением, отпускающих тепло на отопление и бытовых нужд, не превышает 5÷10% общей мощности теплофикационных турбин отопительного назначения. Выбор давления пара в отопительных отборах турбин зависит от графиков температуры сетевой воды и отопительной нагрузки, а также от способа покрытия пиков нагрузки: от пиковых сетевых подогревателей или от пиковых водогрейных котлов.

Для удешевления пиковые водогрейные котлы устанавливают частично на открытом воздухе, а дымовые газы из них отводят или в относительно невысокие металлические трубы, устанавливаемые на перекрытии над ними, или часто ― в основные железобетонные дымовые трубы ТЭЦ, около которых в этом случае устанавливают водогрейные котлы. Пиковые водогрейные котлы можно одновременно рассматривать как некоторой тепловой резерв вне периодов пиковой отопительной нагрузки.

Давление пара в отопительном отборе теплофикационных турбин типа Т принято регулируемым в пределах от 0,12 до 0,25 МПа, то есть выше атмосферного, чтобы исключить возможный присос воздуха. ухудшающего теплообмен в сетевых подогревателях. Пар из отбора турбины направлялся в основные сетевые подогреватели, а пиковые сетевые подогреватели обогревались паром из парогенераторов через РОУ. А РОУ всегда в этом случае неэкономичны.

В дальнейшем, особенно на современных мощных турбоагрегатах, пиковые сетевые подогреватели были заменены пиковыми водогрейными котлами, а основной подогрев сетевой воды стали осуществлять в двух последовательно включённых сетевых подогревателях, питаемых паром из двух регулируемых теплофикационных отборов турбины. Давление пара в верхнем отборе регулируется обычно в пределах 0,06÷0,25 МПа, в нижнем изменяется ― в пределах 0,05÷0,20 МПа. Давление верхнего отбора регулируют поворотной диафрагмой, устанавливаемой за камерой нижнего отбора.

Если нижний теплофикационный отбор осуществляется на отводе пара из цилиндра среднего давления турбины, то регулирующую диафрагму устанавливают перед входом пара в первую ступень ЦНД. Ступени турбины между двумя теплофикационными отборами образуют так называемый промежуточный, или теплофикационный отсек.

Теплофикационные турбины с промышленным и отопительным отбором (типа ПТ), изготовленные на УТМЗ, имеют два отопительных отбора, кроме промышленного. Часто в конденсаторе крупных турбин встроен теплофикационный пучок для подогрева сетевой воды.

В холодные дни отопительного сезона теплота к сетевой воде в сетевых подогревателях подводится из отборов турбины и от ПВК или пиковых сетевых подогревателей. ПВК или пиковые сетевые подогреватели включаются в работу, когда расходы пара в отборах достигают максимума. Это происходит при определённой температуре наружного воздуха , которая, как мы знаем, называется расчётной температурой отбора.

1.6.3. Схемы включения сетевых подогревателей

Обычно пар к сетевым подогревателям подводится из нерегулируемых отборов, поэтому тепловые режимы их существенно зависят от давления в отборах, а следовательно, от электрической мощности турбин. На крупных теплоэлектроцентралях сетевая установка подключается к регулируемому теплофикационному отбору пара (основные подогреватели), а пиковые ― через РОУ или от общей магистрали 1,27 МПа.

Современные турбоагрегаты ТЭЦ имеют двухступенчатые сетевые подогревательные установки, к которым подаётся пар из верхнего и нижнего теплофикационных отборов турбины.

Вода из обратной тепломагистрали теплосети поступает на ТЭЦ с давлением в зависимости от местных условий, обычно до 0,4 МПа. При наличии в конденсаторах турбин встроенных теплофикационных пучков сетевая вода предварительно нагревается в них и затем сетевым насосом первого подъёма прокачивается через сетевые подогреватели.

После сетевых подогревателей насосами второго подъёма вода подаётся при низких температурах наружного воздуха через ПВК или пиковые сетевые подогреватели, а при повышенных температурах наружного воздуха – помимо них в тепловую сеть.

Давление воды после сетевых насосов второго подъёма зависит от протяжённости тепловой сети, рельефа местности, гидравлических сопротивлений сети и пиковых водогрейных котлов и составляет примерно 2 МПа.

Давление за насосами первого подъёма определяется гидравлическими сопротивлениями сетевых подогревателей и трубопроводов, а также условиями предотвращения вскипания подогретой воды перед насосами второго подъёма.

У каждой ступени сетевых подогревателей устраивают обводы воды, которые можно использовать для регулирования её температуры за ступенями. Конденсат греющего пара из каждого сетевого подогревателя насосом отводится в деаэратор питательной воды или непосредственно в линию основного конденсата.

При сверхкритическом начальном давлении пара в прямоточных парогенераторах необходимо очищать конденсат греющего пара сетевых подогревателей от солей, которые могут попасть в конденсат из-за присоса сетевой воды. В этих случаях конденсат греющего пара верхней ступени сетевых подогревателей целесообразно сливать каскадно в нижнюю ступень, а общий поток конденсата после охлаждения направляется на глубокое химическое обессоливание.

При включённых пиковых подогревателях их конденсат греющего пара обычно направляют в паровое пространство основных подогревателей. Температура после пиковых подогревателей лежит в пределах 130÷150⁰С.

1.6.4. Основное и вспомогательное оборудование

теплофикационных установок

Вода, подаваемая в тепловую сеть для нужд потребителей, на ТЭЦ подогревается в сетевых подогревателях турбоустановок, в пиковых подогревателях и в пиковых водогрейных котлах, которые относятся к основному теплофикационному оборудованию ТЭЦ. К вспомогательному теплофикационному оборудованию относятся: подпиточная установка теплосети, сетевые насосы I-ой и II-ой ступеней, баки-аккумуляторы, рециркуляционные насосы водогрейных котов и т. д.

Пиковые водогрейные котлы предназначены для установки на ТЭЦ с целью покрытия пиков теплофикационных нагрузок. Пиковые водогрейные котлы обычно устанавливаются в отдельных помещениях на крупных ТЭЦ или в главном корпусе на небольших ТЭЦ. Топливом этих котлов служит большей частью мазут или газ. Ввиду малого использования в течение года пиковые котлы выполняют простыми по конструкции и недорогими. Здание может выполняться лишь для нижней части котлов, верхняя часть их при этом остаётся на открытом воздухе. До ввода в работу ТЭЦ водогрейные котлы можно использовать для временного централизованного теплоснабжения района. Сетевая вода нагревается последовательно в сетевых подогревателях до 110÷120⁰С, а затем в ПВК до 150⁰С максимально.

Во избежание коррозии металла котла температура на входе в него должна быть не ниже 50÷60⁰С, что достигается рециркуляцией и смешением горячей и холодной воды. Расчётный КПД водогрейных котлов на газе и мазуте достигает 91÷93%. Выпускаются и используются ПВК на угле. У них своя пылеподготовка, дымососы и т.д.

Широко применяются водогрейные котлы типов ПТВМ-100 и ПТВМ-180 на газе и мазуте с номинальной теплопроизводительностью 419 и 760 ГДж/ч при подогреве 2140 и 3840 т/ч воды соответственно от 104 до 150⁰С.

Пароводяные подогреватели теплоподготовительных установок предназначены для подогрева сетевой воды паром от турбин или от котлов через РОУ. До 1967 г. выпускались вертикальные пароводяные подогреватели сетевой воды типов БО и БП, которые установлены на многих ТЭЦ и котельных. В зависимости от характера покрываемых нагрузок подогревателям присваивали обозначение БО ― для основной нагрузки и БП ― для пиковой. Число после буквенного обозначения соответствует площади поверхности нагрева в м², например, БО-350.

В настоящее время вместо подогревателей типа БО и БП выпускаются вертикальные подогреватели сетевой воды типа ПСВ и горизонтальные типа ПСГ. Например, ПСВ-500-3-23, где ПСВ ― подогреватель сетевой воды, 500 ― площадь поверхности нагрева, м², 3 ― допустимое избыточное давление по пару, кг/см², 23 ― допустимое избыточное давление по воде, кг/см². Цифра 3 говорит, что этот подогреватель является основным, так как давление пара невелико. В качестве пиковых применяются подогреватели типа ПСВ-315-14-23, ПСВ-500-14-23 и т.д. Горизонтальные ― ПСГ-2300-3-8-II, ПСГ-2300-2-8-I и другие. Все обозначения в цифрах те же, а римские I и II обозначают номер регулируемого теплофикационного отбора турбины (верхний и нижний).

Вода в пароводяных сетевых подогревателях подаётся внутрь трубок, изготовленных из латуни Л-68. Наружный диаметр трубок у вертикальных подогревателей составляет 19 мм при толщине стенки 0,75 мм, а в подогревателях типа ПСГ наружный диаметр трубки ― 24 мм при толщине её в 1 мм.

При использовании пароводяных сетевых подогревателей первой ступенью нагрева служат охладители конденсата типа ОГ-6, ОГ-35, ОГ-130 и т.д., где цифра обозначает площадь поверхности охлаждения в м².

Деаэраторы подпитки теплосети относятся к вспомогательному оборудованию теплофикационной установки.

Для подпитки тепловых сетей с открытой системой горячего водоснабжения (ГВС) используется вода только вода питьевого качества. При закрытых системах ГВС, при установке у потребителей местных подогревателей воды. Также должна использоваться питьевая вода. Деаэрация подпиточной воды производится в атмосферных и вакуумных деаэраторах. Количество и производительность деаэраторов подпиточной воды выбирается по её расходу. Резервных деаэраторов не устанавливается.

Баки-аккумуляторы устанавливаются на ТЭЦ при схемах теплоснабжения с непосредственным водозабором на ГВС для выравнивания неравномерности потребления горячей воды в течение суток. Баки выбирают на основании почасового графика расхода воды за сутки наибольшего водопотребления. При отсутствии суточного графика водозабора вместимость баков-аккумуляторов разрешается принимать равной 10-кратному среднему расходу горячей воды за отопительный период.

Сетевые насосы служат для подачи горячей воды по теплофикационным сетям и в зависимости от места установки применяются в качестве насосов первого подъёма, подающих воду из обратного трубопровода в сетевые подогреватели; второго подъёма для подачи воды после сетевых подогревателей в теплосеть; рециркуляционных, установленных после пиковых водогрейных котлов.

Сетевые насосы могут работать как на ТЭЦ, так и на промежуточных насосных станциях теплофикационных систем (на протяжённых теплосетях, когда напора сетевых насосов, установленных на ТЭЦ, не достаточно для преодоления гидравлических сопротивлений сети). Сетевые насосы должны обладать повышенной надёжностью, так как перебои или неполадки в работе насосов сказываются на режиме работы ТЭЦ и потребителей. Основной особенностью работы сетевых насосов являются колебания температуры подаваемой воды в широких пределах, что в свою очередь вызывает изменение давления внутри насоса. Сетевые насосы должны надёжно работать в широком диапазоне подач.

Сетевые насосы предназначены для работы на чистой воде с содержанием твёрдых включений не более 5 мг/кг с размером частичек до 0,2 мм. Обычно сетевые насосы ― центробежные, горизонтальные, с приводом от электродвигателя.

В качестве сетевых насосов применяются такие: СЭ-3200-160 (подача ― 3200 м³/ч, напор ― 160 м вод. ст. или 1,57 МПа), СЭ-5000-160 (подача ― 5000 м³/ч, напор ― 160 м вод. ст. или 1,57 МПа) и другие.

Основным отличительным признаком сетевых насосов является количество ступеней, по которому сетевые насосы делятся на одно- и двухступенчатые.

Трубопроводы и арматура тепловых сетей при рабочей температуре сетевой воды выше 115⁰С независимо от давления должны соответствовать требованиям «Правил устройств и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

Контрольные вопросы.

1. Что включает в себя централизованная система теплоснабжения?

2. Для чего предназначена ТЭЦ?

3. Какое регулирование тепловой сети в основном применяется на ТЭЦ и почему?

4. Для чего предназначен пиковый водогрейный котёл (ПВК)?

5. Для чего предназначен пароводяной подогреватель на ТЭЦ?

6. Для чего предназначен сетевой насос на ТЭЦ?

7. Какова особенность работы сетевого насоса?

Тема 1.7. Компоновка главного корпуса и генеральный план ТЭС

1.7.1. Основные требования, предъявляемые к компоновке

тепловых электрических станций

Под термином «компоновка» понимается взаимное расположение основных производственных цехов и прочих цехов электростанции, а также расположение в них основного и вспомогательного оборудования. Компоновка помещений и оборудования электростанции является одним из наиболее трудных и ответственных этапов проектирования. Необходимо иметь в виду, что проектирование и постройка электростанции продолжается 3÷4 года, эксплуатируется же она несколько десятков лет. Поэтому ошибки, допущенные в компоновке, будут сказываться в течение всего времени существования электростанции.

К компоновке электростанции предъявляются следующие основные требования:

1. Надёжность и бесперебойность эксплуатации. Компоновка должна соответствовать наиболее простой технологической схеме производства. Опасное в отношении взрывов и пожаров оборудование не должно располагаться внутри здания электростанции или должно быть выполнено в пожарозащищённой и взрывозащищённой оболочке. Расположение в здании оборудования должно быть таково, чтобы все коммуникации между его элементами (паропроводы, питательные и другие трубопроводы, газоводы и воздуховоды) имели простые и наглядные схемы и конфигурацию и возможно меньшую длину. Как основное, так и вспомогательное оборудование должно быть доступно для удобного и правильного обслуживания как при нормальной работе, так и в аварийных условиях. Расположение оборудования должно давать возможность удобного и быстрого производства ремонтов и ревизий оборудования (например, возможность замены труб парогенераторов, замены электродвигателей и т.д.). Водяные баки не следует без принятия специальных мер предосторожности (например, двойные перекрытия, гидроизоляция) размещать в следующем по высоте этаже над электротехническими сооружениями. Паропроводы и водопроводы не должны располагаться вблизи электротехнических сооружений и электрические кабели вблизи от горячих трубопроводов.

Необходимо обеспечить возможность создания хороших санитарно-гигиенических условий для обслуживающего персонала и выполнения требований техники безопасности. Желательно, чтобы всё оборудование, и особенно рабочие места и площадки, имело хорошее естественное освещение. Полное отсутствие естественного освещения допускается в электрических распределительных устройствах и сооружениях, не имеющих постоянного обслуживания. Должна иметься возможность устройства хорошей вентиляции и аэрации помещений.

2. Минимальная стоимость сооружений. Необходимо стремиться к тому, чтобы выбранное оборудование было размещено в минимально возможном объёме и на минимальной площади зданий и сооружений, с соблюдением, однако, всех требований технологического процесса производства энергии и правил техники безопасности, которые играют первенствующую роль и не должны приноситься в жертву строительным, архитектурным или каким-либо другим соображениям.

3. Минимальные эксплуатационные расходы. Расположение оборудования должно давать возможность обслуживания его минимальным количеством персонала и обеспечить минимальный расход электроэнергии на собственные нужды, в особенности на тягу и дутьё, перекачку воды и подачу топлива.

4. Возможность расширения станции. Устройства топливоподачи, водоснабжения конденсаторов и золоудаления не должны препятствовать расширению станции. Ввод топливоподачи в здание станции должен быть со стороны её постоянного торца, но не со стороны расширения. Расположение оборудования в цехах и взаимное расположение их должны давать возможность увеличения мощности станции без нарушения её эксплуатации в период строительных работ и установки добавочных агрегатов. Распределительное устройство собственных нужд должно быть расположено вблизи центра электрической нагрузки и иметь возможность расширения при увеличении мощности станции.

Перечисленные выше требования, предъявляемые к компоновке электростанции, в известной мере противоречат одно другому. Поэтому очень часто не удаётся удовлетворить всем этим требованиям, взятым вместе, и станцию приходится компоновать, ориентируясь на те из этих условий, которые в данном конкретном случае представляются наиболее важными.

1.7.2. Компоновка главного корпуса электростанции. Общие положения.

Главным корпусом тепловой электростанции называют главное её здание, внутри которого размещается основное и связанное с ним вспомогательное энергетическое оборудование, осуществляющее главный технологический процесс преобразования теплоты сгорания топлива в электрическую энергию.

Среди производственных установок и сооружений электростанции главный корпус занимает особое, центральное место, к которому стекаются и от которого отходят разнообразные технологические потоки. Так, в главный корпус подаётся топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбин и т. д. Из главного корпуса отводятся охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы парогенераторов, шлак и зола при использовании твёрдых топлив и т. д. Из главного корпуса выводится конечная продукция электростанции ― электрическая энергия, а на теплоцентралях, кроме того, и тепловая энергия с паром или горячей водой.

В соответствии с установкой в главном корпусе основных энергетических агрегатов ― парогенераторов и турбоагрегатов ― в состав главного корпуса входят два основных помещения (или отделения): парогенераторное и турбинное (машинный зал) и, кроме того, так называемое промежуточное помещение между парогенераторным и турбинным помещениями для различного вспомогательного оборудования турбоагрегатов и парогенераторов. Промежуточное помещение выполняют многоэтажным в виде этажерки. Наличие его способствует устойчивости строительных конструкций главного корпуса, включающих, в частности, колонны наружных фасадных стен машинного зала и отделения парогенераторов.

В промежуточном помещении находятся деаэраторы с баками, иногда бункеры топлива и оборудование пылеприготовления. Оно выполняется двухпролётным, состоящим из деаэраторного и бункерного отделений, или однопролётным в виде совмещённого бункерно-деаэраторного помещения.

Кроме того, в нём размещают РОУ и БРОУ, трубопроводы, электрическое распределительное устройство собственного расхода и тепловые щиты, в том числе блочные щиты управления. Эти щиты размещают на основном уровне обслуживания, составляющем 9÷11 м и совпадающим с помещениями турбоагрегатов и парогенераторов.

Бункерное и совмещённое бункерно-деаэраторное отделения входят в состав парогенераторного отделения. Отдельно выполненное деаэраторное помещение относят к машинному залу.

В отдельных случаях, например, на некоторых газомазутных ТЭС, промежуточное отделение отсутствует, что удешевляет здание, но затрудняет размещение вспомогательного оборудования.

Как мы уже знаем, парогенераторное помещение электростанции на твёрдом топливе включает бункерное отделение с бункерами, в которых обеспечивается запас топлива. На пылеугольных электростанциях с индивидуальным пылеприготовлением оборудование пылеприготовления размещают в бункерном отделении, но быстроходные угольные мельницы располагают в основном помещении парогенераторов.

В случае централизованной сушки и размола топлива вне главного корпуса оборудование пылеприготовления размещают в отдельном здании центрального пылезавода (ЦПЗ). Там же размещают бункеры сырого угля и промежуточные бункеры угольной пыли. При индивидуальном и центральном пылеприготовлении расходные бункеры угольной пыли размещают в главном корпусе, близ топочных камер парогенераторов.

Часть вспомогательного оборудования парогенераторов ― золоуловители, дымососы на пылеугольных электростанциях ― размещают, как правило, вне главного корпуса, рядом с ним, на открытом воздухе.

Сухие золоуловители, как правило, во всех климатических районах устанавливают на открытом воздухе, нижние части обычно закрыты. Мокрые золоуловители при расчётной температуре ниже минус 15⁰С устанавливают в закрытом помещении. Сопла и нижнюю часть мокрых золоуловителей закрывают во всех климатических районах. Дымососы и дутьевые вентиляторы устанавливают на открытом воздухе при использовании газа и мазута во всех климатических районах при расчётной температуре отопления выше минус 28⁰С. Дымовые трубы сооружают вблизи главного корпуса со стороны парогенераторного отделения.

При благоприятных условиях, в районах с тёплым климатом, на открытом воздухе возможно расположить также и основное оборудование: парогенераторы, специально выполняемые, и турбоагрегаты, защищаемые при этом лёгкими укрытиями. Конденсационное помещение с конденсаторами турбин, теплообменниками и насосами выполняют закрытыми.

Проведение монтажных и ремонтных работ должно обеспечиваться необходимыми грузоподъёмными механизмами. Обязательна установка в машинном зале одного-двух мостовых электрических кранов грузоподъёмностью, рассчитанной на наиболее тяжёлые детали турбоагрегатов. Самыми тяжёлыми являются статоры электрогенераторов, конденсаторы турбин и т.д.

В помещении парогенераторов устанавливают также один-два мостовых электрических крана. Вспомогательное оборудование обслуживают грузоподъёмными механизмами. На электростанции устанавливают, кроме того, пассажирские и грузовые лифты. Монтажно-ремонтные площадки с железнодорожным въездом нормальной колеи выполняются в машинном отделении со стороны постоянного и временного торцов здания.

На ТЭЦ допускается въезд только со стороны временного торца. При поперечном расположении шести и более турбоагрегатов допускается устройство промежуточной ремонтной площадки. Устраивают железнодорожный въезд нормальной колеи в парогенераторное отделение, в которое предусматривают и въезд автотранспортом, электрокарами и тягачами.

Боковые въезды автотранспорта предусматривают примерно через каждые 200 м длины помещения парогенераторов со стороны дымососной. Для защиты от загрязнений открытых производственных установок, например, электрические распределительные устройства, трансформаторы и т.д., для сохранения здоровья персонала и населения, для охраны природы района электростанции при компоновке главного корпуса предусматривают возможно полную очистку дымовых газов от твёрдых примесей.

1.7.3. Типы компоновок главного корпуса

Тип компоновки главного корпуса электростанции зависит от многих факторов, из которых нужно выделить следующие:

1. Вид топлива (уголь, газ, мазут), способы его подачи (железнодорожным, морским или иным путём) и подготовки (предварительная подсушка влажных твёрдых топлив, замкнутая или разомкнутая схема сушки топлива, индивидуальная или центральная система пылеприготовления).

2. Энергетический тип электростанции (КЭС или ТЭЦ), тип и число турбоагрегатов и парогенераторов, технологическая структура электростанции (блочная или неблочная). В настоящее время сооружаются преимущественно крупные конденсационные электростанции с шестью—восемью энергоблоками. Большое распространение имеют также теплоэлектроцентрали докритических параметров пара с неблочной структурой. Наиболее крупные ТЭЦ отопительного типа выполняют с агрегатами сверкритических параметров пара с блочной структурой. На электростанциях с одинаковыми энергоблоками главный корпус составляется из одинаковых частей, включающих блок, состоящий из турбоагрегата, парогенератора и вспомогательного оборудования. Отводят место, кроме всего, для общестанционного оборудования (баки, насосы и т.д.). Как правило, устанавливают одновальные турбоагрегаты. В виде исключения на одной из электростанций установлен двухвальный турбоагрегат 800 МВт. Парогенераторы, изготовляемые в Российской Федерации, имеют обычно П-образную компоновку. На электростанциях неблочной структуры нет прямой связи между турбинами и котлами. Котлы размещают в парогенераторном отделении почти независимо от размещения турбоагрегатов в машинном зале.

Компоновки главного корпуса электростанции разделяются на:

I. Степень закрытия основных агрегатов (турбин и котлов). По этому признаку компоновки главного корпуса разделяются на:

1. Закрытые компоновки, при которых турбоагрегаты находятся внутри соответствующих помещений. Этот тип является основным.

2. Полузакрытые компоновки, которые характеризуются закрытым размещением турбоагрегатов и частично открытием парогенераторов, а именно задней стенки их конвективной шахты, заменяющей часть стены помещения парогенераторов. В промежутках между парогенераторами стена этого помещения выполняется. Перекрытие помещения парогенераторов при этом опирается обычно на выведенный вверх и усиленный каркас парогенераторов. Полузакрытые компоновки в России применять перестали ввиду трудностей, возникающих при монтаже и строительстве электростанции, в особенности в условиях холодного климата, а также необходимости специального выполнения конвективной шахты парогенератора.

3. Полуоткрытые компоновки, которые имеют закрытый машинный зал и открытое размещение парогенераторов, над которыми для защиты от осадков устраивают навесы. Галереи обслуживания парогенераторов на различных уровнях при этом также закрыты. Такие компоновки встречаются редко. Полуоткрытая компоновка есть на Сумгаитской ТЭЦ близ г. Баку.

4. Открытая компоновка, характеризующаяся открытой верхней частью машинного зала и котельного отделения. Турбоагрегаты при этом защищают лёгкими укрытиями типа ангара, внутри которого может находиться персонал для контроля работы оборудования и выполнения мелкого ремонта оборудования с использованием небольшого передвижного крана. В настоящее время электростанции открытого типа не сооружаются ввиду необходимости специального выполнения оборудования, размещаемого на открытом воздухе, неудобств работы персонала при неблагоприятных атмосферных условиях (осадки, ветер, солнечная радиация и т.д.). Такие станции имеются на Кавказе, В Средней Азии и в США.

II. Взаимное расположение помещений для турбогенераторов и парогенераторов. Этот признак характеризует в основном компоновки закрытого типа. По этому признаку различают следующие варианты:

1. Помещения турбоагрегатов и парогенераторов примыкают друг к другу или к промежуточному деаэраторному помещению с двух сторон, образуя вместе единое здание. Такая компоновка называется сомкнутой. Это ― основной тип компоновок главного корпуса. Сомкнутые компоновки могут быть следующих видов: продольные оси машинного зала и помещения парогенераторов перпендикулярны. Такие перпендикулярные компоновки с двумя или тремя помещениями парогенераторов применялись на районных электростанциях,

Т ПГ использующих низкосортные топлива. Эти компоновки дороги и

неудобны в эксплуатации, поэтому в настоящее время не применяются.

Продольные оси машинного зала и помещения парогенераторов

параллельны.

Такая параллельная компоновка является основным видом сомкнутой

ПГ Рис. 37. компоновки главного корпуса.

Т При этом общая длина машинного зала

и помещения парогенераторов должна по

ПГ возможности совпадать, но не всегда удается.

2. Турбоагрегаты и парогенераторы размещаются в двух отдельных параллельных зданиях, находящихся на небольшом расстоянии друг от друга и соединенных переходными

мостиками для персонала, прокладки трубопроводов,

электрокабелей и т. д. Такая компоновка называется разомкнутой

и в настоящее время не применяется из-за неудобства обслуживания

оборудования, удорожания строительства главного корпуса.

Рассмотрим типы компоновок главного корпуса по расположению

бункерного и совмещённого бункерно-деаэраторного отделений.

К ним относятся следующие типы компоновок:

Рис. 38. 1. С наружным бункерным отделением (рис. 39).

2. С внутренним бункерным отделением (рис. 40).

3. С совмещённым бункерно-деаэраторным отделением (рис. 41).

4. С центральным пылезаводом (рис. 42):

1―машинное отделение; 2―котельное отделение; 3―деаэраторное отделение; 4―бункерное отделение; 5―центральный пылезавод.

1 3 2 4 1 3 4 2 1 3,4 2 1 3 2 5

Рис.39. Рис.40. Рис.41. Рис.42.

Наиболее часто встречающаяся компоновка ― с совмещенным бункерно-деаэраторным отделением.

Контрольные вопросы.

1. Что такое компоновка главного корпуса электростанции?

2. Какие требования предъявляются к компоновке главного корпуса электростанции?

3. Что называется главным корпусом электростанции?

4. От чего зависит тип компоновки главного корпуса электростанции?

5. Какие компоновки главного корпуса по степени закрытия основных агрегатов применяются на электростанциях?

6. Какие типы компоновок главного корпуса по расположению бункерного и бункерно-деаэраторного отделения применяются на электростанциях?

1.7.3. Строительная компоновка главного корпуса ТЭС

Агрегаты на электростанции нумеруются в порядке их установки. Торцевая стена главного корпуса со стороны первых турбин и котла называется постоянным торцом. Противоположный торец называется временным. Он переносится по мере установки новых агрегатов. Продольные ряды колонн обозначаются буквами А, Б, В, Г, Д, а поперечные ― цифрами 1,2,3,4 и т.д.

Для основных геометрических размеров приняты следующие названия:

― пролёт ― это расстояние между осями колонн в поперечном направлении;

― шаг по колоннам ― это расстояние между осями колонн в продольном направлении;

― шаг по котлам или турбинам ― это расстояние в продольном направлении между осями смежных котлов или турбин;

― ячейка котла или турбины ― это часть котельного или турбинного отделения, занятая одним котлом или турбиной с относящимся к нему вспомогательным оборудованием.

На блочных ТЭС шаг по котлам и турбинам одинаковый, поэтому он называется шагом по блокам. Благодаря единому шагу всё оборудование блока компонуется в единой блочной ячейке. Иначе бы происходил сдвиг котлов относительно турбин и соответственно ― удлинение коммуникаций блока, нарушение единообразия компоновки. Всё это усложнило бы проектирование, монтаж, ремонт, эксплуатацию оборудования. Равенство шагов по котлам и турбинам достигается путём изменения поперечных и высотных размеров главного корпуса электростанции и перекомпоновки всего оборудования. Например, деаэраторы питательной воды могут быть расположены либо вдоль цеха, либо поперёк цеха. При поперечном расположении деаэраторов требуется меньший шаг, но больший пролёт.

Во всех случаях, то есть при блочной компоновке и с поперечными связями, стремятся к тому, чтобы длина машинного зала была близка к длине котельного отделения. Для этого часто применяют продольное расположение турбоагрегатов.

Оборудование главного корпуса располагают в соответствии с технологической последовательностью, что сокращает протяжённость коммуникаций.

Одной из основных задач, возникающих при создании типов компоновок электростанций на повышенные и сверхкритические начальные параметры пара с применением промежуточного перегрева пара, является требование максимального приближения турбоагрегата к парогенератору, с тем, чтобы паровые коммуникации, соединяющие котлоагрегат с турбиной, были по возможности короткими. Например, увеличение расстояния между котельным агрегатом и турбиной на 1 м приводит к дополнительному расходу стали на паропроводы, соединяющие котёл с турбиной, в 1,5÷2 раза, в зависимости от мощности котла и турбины.

Кроме того, увеличение длины коммуникаций, связывающих котлоагрегат с турбиной, приводит к ухудшению экономичности блока за счёт увеличения падения давления в паропроводах. Особенно большое значение имеют потери давления в паропроводах промежуточного перегрева пара, для которых дополнительное падение давления ухудшает экономичность блока на 0,2÷0,3%.

При продольном расположении турбоагрегатов в машинном зале однотипное расположение по отношению друг к другу котельного и турбинного оборудования можно получить только в том случае, когда размер котельной ячейки, определяемый шириной устанавливаемого котлоагрегата, совпадает с шагом турбоагрегатов, определяемым их длиной.

Однако во всех случаях размер котельной ячейки заметно отличается от шага турбоагрегатов в их длину и при их продольном расположении возможны два решения: или выравнивание размеров ячеек, что приведёт к неоправданному увеличению строительных объёмов главного корпуса, или при сохранении минимальных размеров ― к увеличению длины соединительных коммуникаций для каждого последующего блока. А это недопустимо при применении повышенных и сверхкритических параметров и промежуточного перегрева пара.

Необходимо отметить, что даже в случае соответствия размеров котельной ячейки и шага турбоагрегатов друг другу при продольном расположении турбоагрегатов трассы паропроводов удлиняются и усложняются из-за необходимости подвода пара к стопорным клапанам, которые расположены у турбоагрегатов большой мощности по обе стороны агрегата.

Помимо взаимного расположения котлов и турбин, на длину коммуникаций, связывающих их, оказывает непосредственное влияние пролёт бункерно-деаэраторного отделения при центральном его расположении. Для электростанций с блочной схемой за счёт отсутствия поперечных связей деаэраторы блока при установке шаровых мельниц удаётся вписать в промежутки между бункерами котлоагрегатов. При установке шахтных мельниц вследствие их большого количества, вызванного отсутствием конструкций мельниц больших производительностей, места в бункерном отделении не остаётся. В этом случае деаэраторы располагаются либо над конвейерами топливоподачи, либо на специальных площадках, переброшенных со строительных конструкций бункерного отделения на каркасы котлоагрегатов.

Благодаря этому, вместо самостоятельных бункерного и деаэраторного отделений, неизбежных для электростанций с поперечными связями, для блочных электростанций принято совмещённое бункерно-деаэраторное отделение уменьшенного пролёта.

На электростанциях с поперечными связями по пару и воде требуется большое количество трубопроводов между котлами и турбинами. Необходимость трассировки этих трубопроводов вдоль главного корпуса и отсутствия места для них в бункерном отделении, а также в машинном зале и котельном помещении вызвали появление в составе главного корпуса второго специального отделения, в основном предназначенного для размещения трубопроводов. На высоких отметках этого отделения располагались деаэраторы для деаэрации питательной воды, вследствие чего это второе отделение получило название деаэраторного.

На КЭС с блочными схемами, для которых характерно отсутствие поперечных связей, от сооружения специального деаэраторного отделения удалось отказаться. В этом случае деаэраторы чаще всего устанавливаются в бункерном отделении между угольными бункерами.

На газомазутных электростанциях и на станциях с центральным вынесенным пылезаводом деаэраторы устанавливаются в котельном отделении.

1.7.4. Компоновка помещения парогенераторов

На современных электростанциях принято однорядное размещение парогенераторов. Тип компоновки парогенераторной установки определяется следующим: типом и размещением котлов, видом и подготовкой топлива, взаимным размещением бункеров и пылеприготовительного оборудования, размещением золоуловителей и дымососной установки.

На ТЭС применяются парогенераторы различного типа. С парогенераторами Т-образного типа встречаются двухярусное бункерное отделение, которое размещается по обе стороны парогенератора. Размеры бункеров сырого угля принимают такими, чтобы обеспечивать для каменных углей и антрацитового штыба запас не менее чем на 8 часов, для бурых углей ― не менее чем на 5 часов работы парогенератора с полной нагрузкой.

Полезную ёмкость промежуточных бункеров пыли парогенераторов принимают исходя из запаса не менее 2÷2,5-часового номинального расхода пыли. При установке одной мельницы на парогенератор полезная ёмкость бункера должна обеспечивать 4-часовой запас пыли.

Шаровые барабанные мельницы устанавливают в бункерном отделении. Быстроходные мельницы устанавливают непосредственно у фронта парогенератора в основной части парогенераторного помещения. Электрофильтры и другие золоуловители, дымососы и дымовые трубы располагают на уровне земли вблизи наружной стены парогенераторного помещения.

Резко упрощается компоновка парогенераторного отделения при газомазутном топливе. При этом фронт парогенераторов естественно располагать со стороны машинного зала или промежуточного отделения, например, деаэраторного. При сжигании пылевидного твёрдого топлива фронт парогенераторов также обращён к машинному залу.

1.7.5. Компоновка машинного зала и деаэраторного отделения

Машинный зал разделяется по высоте на два помещения: в верхнем устанавливается турбоагрегат, а в нижнем, конденсационном, размещают фундамент турбоагрегата, конденсаторы и вспомогательное оборудование, регенеративные и сетевые подогреватели, питательные, конденсатные, дренажные и другие насосы. Под полом конденсационного помещения возможно устройство подвала глубиной 3÷4 м, в котором размещают трубопроводы охлаждающей воды, электрокабели и другие линии коммуникаций. Между верхним помещением турбоагрегатов и нижним конденсационным сплошного перекрытия не выполняют. Это позволяет обслуживать мостовым краном, находящимся вверху машинного зала, не только турбоагрегаты, но и вспомогательное оборудование в конденсационном отделении. Такое общепринятое расположение турбоагрегатов в машинном зале называют островным. Освещение конденсационного помещения при этом улучшается, а главный корпус удешевляется.

Вокруг турбоагрегатов устраивают площадки обслуживания, соединяемые переходами с галереями, идущими вдоль колонн и стен машинного зала.

Здание машинного зала имеет колонны, верхнее перекрытие с кровлей, продольные и торцевые стены. Одну из торцевых стен, со стороны основного подъёзда к главному корпусу, выполняют постоянной, другую обычно временной. Расстояние между колоннами (продольный их шаг) для крупных электростанций принято 12 м.

Возможны два способа расположения турбоагрегатов в машинном зале:

― продольное, при котором продольная ось турбоагрегата параллельна продольной оси машинного зала;

― поперечное, когда эти оси перпендикулярны.

Продольное размещение турбоагрегатов можно выполнить, устанавливая все турбоагрегаты одинаково, турбинами в одну и генераторами в противоположную сторону. Такое размещение называют последовательным (цугом или гуськом). При такой компоновке одинаковые турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование имеют одинаковое размещение, что удобно для эксплуатации, монтажа и строительства.

При последовательном расположении турбоагрегатов предпочтительная установка их турбинами к постоянной торцевой стене. При этом для выемки ротора электрогенератора крайнего агрегата не требуется специального места, так как со стороны временного торца имеется монтажная площадка.

Реже применяют продольную, так называемую встречную установку турбоагрегатов попарно, турбинами друг против друга. Продольное размещение турбоагрегатов характерно преимущественно для электростанций неблочной структуры.

На электростанциях блочной структуры в РФ широко применяется поперечное размещение турбоагрегатов в машинном зале. При таком размещении продольные размеры здания, требуемые для одной турбоустановки и парогенератора данного энергоблока, практически совпадают, в отличие от продольного размещения турбоагрегатов, при котором размер ячейки турбоустановки значительно больше, чем для парогенератора.

Турбоагрегаты устанавливают поперёк машинного зала турбиной со стороны парогенераторов, электрогенератором ― со стороны наружной стены машинного зала. Такая компоновка применена на Литовской ГРЭС с энергоблоками 300 МВт. Благодаря этому сокращаются длины трубопроводов пара свежего и промежуточного перегрева, а также выводов электрического тока от генераторов к повышающим трансформаторам, устанавливаемым у фасадной стены машинного зала на открытом воздухе.

Например, при мощности энергоблоков 200÷300 МВт длина пролёта (ячейки) машинного зала составляет 45 м, при мощности 500 МВт ― 51 м, для 800 МВт ― 75 м, для 1200 МВт ― 90 м.

Учитывая необходимость создания наиболее коротких трасс циркуляционного водоснабжения и наиболее коротких коммуникаций питательной воды, турбоагрегат при его продольном расположении в машинном зале должен располагаться регенеративной установкой в сторону котельного отделения. При этом патрубки охлаждающей воды конденсаторов обращены в сторону фасадной стены машинного зала. В этом случае пролёт машинного зала уменьшится на 6 м.

Однако, несмотря на уменьшение пролёта ферм кровельного перекрытия, общий объём строительных работ не уменьшается, а увеличивается из-за необходимости сооружения дополнительного ряда колонн высотой 19 м для пристройки распределительного устройства собственных нужд (РУСН).

Единственным способом уменьшения пролёта машинного зала при поперечной установке турбоагрегатов и его длины при продольной установке турбоагрегатов следует считать создание более компактных конструкций как самих турбоагрегатов, так и их вспомогательного оборудования. Турбостроительные заводы и заводы, производящие электрогенераторы, добились в этом направлении некоторых успехов, однако возможности дальнейшего сокращения габаритов турбин и генераторов пока ещё не исчерпаны.

В деаэраторном отделении на газомазутных и неблочных пылеугольных электростанциях размещаются также трубопроводы с арматурой, РОУ, БРОУ, щиты управления и распределительное устройство собственных нужд. В объединённом бункерно-деаэраторном отделении пылеугольных блочных электростанциях размещается ещё и оборудование и бункера системы пылеприготовления.

1.7.6. Генеральный план электростанции

Генеральный план электростанции (генплан) представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции её основных и вспомогательных сооружений. Генплан ― это важнейшая составная часть ситуационного плана электростанции, включающего кроме производственной площадки источник и систему водоснабжения, жилой посёлок, золошлакоотвалы, примыкающие железнодорожные пути и автодороги, выводы линии электропередачи, электрических кабелей и теплопроводов, топливный склад (если он размещён вне ограды основной производственной площадки), шлакозолопроводы.

Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе золоуловителями, дымососами, дымовыми трубами, повышающими трансформаторами; электрический щит управления, электрические распределительные устройства закрытые и открытые; устройства водоснабжения, топливного хозяйства, и золоудаления; химическую очистку добавочной воды; масляное хозяйство; лаборатории и мастерские; склады оборудования и материалов; служебные помещения и другие.

В генплане электростанции рядом с основной территорией предусматривают место для строительно-монтажного полигона, на котором выполняют сборку железобетонных и стальных конструкций зданий. Целесообразно иметь свободное место для расширения главного корпуса в случае увеличения мощности электростанции сверх проектной ввиду постоянного роста электрической и тепловой нагрузок района электростанции.

Между зданиями, сооружениями и установками в генплане предусматривают необходимые пожарные разрывы и проезды.

К помещениям машинного зала и парогенераторов, к открытому распределительному устройству и повышающим трансформаторам, к приёмно-разгрузочному устройству топливоподачи и складу топлива, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла и других материалов и оборудования должен быть обеспечен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог.

Отдельные здания, сооружения и установки размещают по возможности в соответствии с основным технологическим процессом преобразования энергии на электростанции. Так, целесообразно топливное хозяйство располагать со стороны помещения парогенераторов, а устройства водоснабжения ― со стороны машинного зала. Повышающие трансформаторы устанавливают обычно у фасадной стены машинного зала, дымовые трубы сооружают близ помещения парогенераторов.

Это требование не всегда удаётся выполнить. Так при размещении открытого распределительного устройства (ОРУ) со стороны фасадной стены машинного зала приходится удалять от источника водоснабжения (реки или пруда-охладителя), из-за чего удорожается система водоснабжения электростанции. Поэтому применяют и другие варианты расположения ОРУ в генеральном плане.

Важным фактором для правильного размещения сооружений электростанции на генплане является господствующее направление и сила ветра, характеризуемое «розой ветров». Под «розой ветров» в метеорологии понимают графическое изображение относительного распределения повторяемости или значений средних (или максимальных) скоростей ветра за многолетний период наблюдений, по восьми направлениям (румбам).

Розу ветров изображают в виде восьми векторов-радиусов, направленных к одной общей центральной точке по странам света: с севера на юг, с востока на запад, с северо-востока на юго-запад и т.д. На чертежах генплана изображение розы ветров является обязательным.

С учётом розы ветров открытый угольный склад размещают с подветренной стороны по отношению к главному корпусу, открытому распределительному устройству, линиям электропередачи, градирням и брызгальному устройству, если таковые имеются. Аналогично градирни или брызгальные устройства также надо располагать с подветренной стороны по отношению к ОРУ и линиям электропередачи во избежание осаждения капель влаги на изоляторах и перекрытия их электрическим током.

Генеральные планы ТЭЦ имеют обычно следующие отличительные особенности от КЭС: наличие закрытого электрического распределительного устройства генераторного напряжения (ЗРУ), вывод электроэнергии не только воздушными линиями электропередачи высокого напряжения из ОРУ, но и подземными электрическими кабелями генераторного напряжения, применение оборотного водоснабжения с градирнями, вывод теплопроводов к потребителям.

Градирни размещают обычно со стороны постоянного торца главного корпуса. Циркуляционные насосы устанавливают большей частью в машинном зале по два на одну турбину (пример ― Артёмовская ТЭЦ), иногда в центральной насосной, между градирнями и главным корпусом электростанции (пример ― Южно-Сахалинская ТЭЦ).

Планировка и компоновка сооружений электростанции на генеральном плане в основном определяется системой и схемой технического водоснабжения, схемой топливного хозяйства, схемой распределения электроэнергии и до некоторой степени рельефом и грунтовыми условиями выбранной площадки.

Основным требованием к планировке генерального плана является возможно более компактное расположение сооружений на площадке. Компактное расположение сооружений даёт заметный эффект в снижении стоимости строительства. Основным средством для повышения компактности застройки площадки электростанции является объединение отдельных цехов, главным образом вспомогательных, в единые здания.

Компоновка генерального плана должна всегда предусматривать возможность будущего расширения электростанции, в связи с чем обязательно соблюдение следующих требований:

1. В воротах главного корпуса со стороны его временного торца не должно быть никаких сооружений, особенно подземных, препятствующих его расширению.

2. Площадки у временных торцов прочих основных сооружений производственного характера (химводоочистка, распределительные устройства

высоких напряжений и другие) также не должны застраиваться.

3. Топливоподача, распределительные устройства, пристанционный узел и насосные станции технического водоснабжения во избежание излишних капиталовложений должны проектироваться и строиться на проектную мощность электростанции.

Компоновка генерального плана должна обеспечивать также наиболее рациональное расположение и наиболее удобные и короткие транспортные связи основных объектов строительства электростанции с укрупнительными и монтажными площадками, складами оборудования и сборных железобетонных деталей, мастерскими и прочими временными предприятиями, сооружаемыми на территории электростанции для обеспечения производства строительно-монтажных работ.

Таким образом, объёмы строительных работ зависят от компоновочных и технических решений генерального плана.

Рассмотрим в качестве примера основные показатели застройки промплощадки конденсационной электростанции ГРЭС-1200 с шестью энергоблоками по 200 МВт:

Площадь участка в ограде……………………………………………….16,2 га.

Площадь под зданиями и сооружениями……………………………….11,3 га.

Площадь только под зданиями…………………………………………...4,8 га.

Коэффициент использования территории……………………………….69,5%.

Коэффициент застройки………………………………………………......29,5%.

Площадь открытого распределительного устройства (ОРУ)…………..11,6 га.

Длина ограждения площадки ГРЭС………………………………………1,21 км.

По типовому проекту ГРЭС-2400 с восемью энергоблоками по 300 МВт занимает территорию в ограде (без ОРУ) 21 га. Коэффициент использования территории составляет 66%.

Для ГРЭС-4000 с восемью энергоблоками по 500 МВт площадь отводимой земли без водохранилища, золоотвала, строительной базы и подъездных путей составляет около 100 га, а площадь промплощадки (без ОРУ и строительной базы) равна 26 га. Только площадь топливного склада составляет 16 га.

Площадь участка в ограде действующей современной пылеугольной ТЭЦ мощностью 250 МВт составляет 25,6 га.

Контрольные вопросы.

1. Какие названия приняты для основных геометрических размеров главного корпуса электростанции?

2. Чем определяется тип компоновки парогенераторной установки?

3. Как можно расположить турбоагрегаты в машинном зале?

4. Что из себя представляет генеральный план и что он в себя включает?

5. Что такое «Роза ветров»?

6. Чем отличается генеральный план ТЭЦ от генерального плана КЭС?

<< предыдущая страница следующая страница >>