Какие электрические и тепловые нагрузки могут покрываться тепловыми и атомными электростанциями? Какие существуют графики электрических и тепловых нагрузок?
О Г Л А В Л Е Н И Е
| Общие вопросы ТЭС и АЭС .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Технологическая схема электростанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Показатели тепловой экономичности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор начальных и конечных параметров пара . . . . . . . . . . . . . . . . . Промежуточный перегрев пара . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Регенеративный подогрев питательной воды . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Восполнение потерь пара и конденсата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Конденсационные установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Системы технического водоснабжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . Деаэрационно-питательные установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Отпуск тепловой энергии внешним потребителям . . . . . . . . . . . . . . . Трубопроводы и арматура . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Энергетические характеристики оборудования . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор мощности электростанций и энергоблоков . . . . . . . . . . . . . . . Выбор места строительства ТЭС и АЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Генеральный план электростанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Компоновка главного здания ТЭС и АЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Тепловые схемы электростанций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Приложение 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Приложение 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Литература . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
I. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТЭС И АЭС
1. Каковы основные требования к работе тепловых и атомных электростанций?
Основные требования к работе ТЭС и АЭС – это обеспечение надежности, безопасности и экономичности их эксплуатации.
Надежность означает обеспечение бесперебойного (непрерывного) снабжения потребителей электрической и тепловой энергией. Данное требование является первостепенным по важности. Особенно это касается электроснабжения, так как даже кратковременное прекращение подачи электроэнергии может привести к масштабным негативным последствиям.
Требование безопасности включает в себя обеспечение безопасной работы персонала электростанций, безопасности для населения и минимизации вредного воздействия работы ТЭС и АЭС на окружающую среду.
Требование экономичности означает достижение оптимальных технико-экономических показателей работы электростанции, что необходимо для ее конкурентоспособности в рыночной экономике.
Какие существуют показатели режимов производства и потребления электрической и тепловой энергии?
Степень загрузки оборудования характеризуется коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ). Он равен отношению фактической годовой выработки энергии (электрической или тепловой) к тому количеству энергии, которое было бы выработано, если бы оборудование проработало все 8760 часов в году на номинальной мощности. Например, для энергоблока с номинальной электрической мощностью 1000000 кВт КИУМ будет равен 0,75 в том случае, когда выработка электроэнергии за год составит 1000000∙8760∙0,75 кВт∙ч.
Для определения степени загрузки оборудования можно также рассчитать число часов использования установленной мощности, т.е. число часов, которое понадобилось бы для выработки фактически произведенного за год количества электроэнергии, если бы оборудование работало только на номинальной мощности.
II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
III. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции.
Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо, имеющее теплотворную способность 29310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии.
Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.
Удельный расход теплоты на турбоустановку – это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной.
Удельный расход условного топлива электростанции – это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут – 1 грамм условного топлива).
Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?
Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей:
- на базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ;
- раздельная схема теплоэлектроснабжения, когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию – от районной котельной.
Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям.
Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:
- КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;
- КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;
- удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.
При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации αТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года αТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.
К каким последствиям может привести чрезмерная влажность пара в турбине? Что такое сопряженные начальные параметры пара? Почему современные турбины без промперегрева имеют начальное давление пара не выше 12,75 МПа?
Влажность пара ω означает массовую долю воды во влажном паре, а сухость пара х = 1 - ω. Например, для сухого насыщенного пара ω = 0, х = 1 (или 100%). Чрезмерная влажность пара может привести к повышенной эрозии турбинных лопаток, т.е. к механическому износу вследствие соударения капелек влаги с металлом. Особенно это опасно для лопаток последней ступени турбины, поскольку концевые части этих лопаток имеют максимальную окружную скорость. В связи с этим величина конечной влажности пара ωк не должна превышать предельно допустимых значений – например, 12-14% для атомных турбин насыщенного пара.
Из рисунков 10 и 11 видно, что увеличение начального давления и начальной температуры оказывает противоположное влияние на ωк. Следовательно, существует бесконечное множество парных значений Po и To, обеспечивающих допустимую конечную влажность пара 
(рис. 12) –
Рис. 12. Сопряженные начальные параметры пара
например, 20 МПа и 600 оС. Такие параметры начального давления и начальной температуры называются сопряженными начальными параметрами пара.
Поскольку максимально допустимая начальная температура пара на отечественных ТЭС сейчас составляет 540 оС, то можно определить сопряженное с этой температурой начальное давление пара на входе в турбину: Po = 12,75 МПа (130 атм). Это наибольшее давление, при котором еще не превышается допустимая конечная влажность. Дальнейшее увеличение начального давления сверх сопряженного значения требует наличия промперегрева пара.
Какие существуют типы систем технического водоснабжения, каковы их достоинства и недостатки? Сравните охладители различных оборотных СТВ по глубине вакуума в конденсаторе турбины и расходу электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Как выбираются циркуляционные насосы?
Бывают два основных типа СТВ:
- прямоточная; в такой СТВ охлаждающая вода проходит через агрегаты станции однократно;
- оборотная; здесь вода используется многократно.
Общее правило, как отличить эти два типа СТВ, состоит в следующем: СТВ может считаться прямоточной, если дебит (поступление свежей воды в единицу времени) используемого водоисточника не менее чем в 2-3 раза превышает потребности электростанции в охлаждающей воде.
В свою очередь, оборотные СТВ различаются по охладителю воды:
- с прудами-охладителями (естественными или искусственными);
- с градирнями;
- с брызгальными бассейнами.
Среднегодовая температура охлаждающей воды в средней полосе европейской части России существенно зависит от типа СТВ:
- 8-12 оС для прямоточных систем;
- 10-14 оС для оборотных систем с прудом-охладителем;
- 18-22 оС для оборотных систем с градирнями или брызгальными бассейнами.
Это говорит о том, что прямоточные СТВ обеспечивают более глубокий вакуум в конденсаторе турбины по сравнению со всеми типами оборотных систем.
Кроме того, прямоточная система в 2-4 раза дешевле оборотной по капитальным затратам.
Главным достоинством оборотных СТВ с градирнями является то, что они занимают мало места и умещаются на площадке электростанции. Градирни рассеивают теплоту в атмосферном воздухе, а не в водоемах, что с экологической точки зрения также является их преимуществом. В маловодных регионах могут применяться сухие градирни (градирни Геллера) с теплообменной поверхностью из алюминия.
Градирни являются предпочтительным вариантом для городских ТЭЦ, где важна экономия площади застройки, да и расход пара в конденсаторы теплофикационных турбин меньше, чем на КЭС.
Искусственные пруды-охладители могут сооружаться с наименьшей высотой подъема воды циркуляционными насосами (ЦН) – примерно 2-8 м, в то время как для прямоточных систем – 8-12 м, а при использовании градирен – 18-20 м. Чем меньше высота подъема, тем ниже расход электроэнергии на привод ЦН.
Если охлаждающая вода забирается из реки, пруда или моря, то насосная станция располагается на берегу и имеет несколько циркуляционных насосов (обычно не менее четырех), суммарная производительность которых равна расчетной. Резерв может предусматриваться только для морской воды ввиду частого ремонта насосов.
Для СТВ с градирнями или брызгальными бассейнами на каждый блок или турбину берутся два ЦН, которые размещаются непосредственно в турбинном отделении или пристрое к нему. Каждый из этих насосов рассчитан на 60% от суммарного расчетного расхода воды.
Обоснуйте взаимное расположение по высоте питательного насоса и деаэратора. Какие существуют типы привода питательных насосов, каковы их достоинства и недостатки? Как производится выбор мощности и количества питательных насосов?
В конструкции деаэратора предусмотрен аккумуляторный бак для создания запаса деаэрированной воды на 5-10 минут работы питательного насоса.
Этот бак питательной воды располагают на некоторой высоте над ПН для предотвращения кавитации (вскипания) рабочего тела на всасе насоса.
Дело в том, что рабочий процесс в деаэраторе происходит при температуре насыщения, а питательная вода проходит путь оттуда до входа в ПН за короткое время и не успевает остыть. Это означает, что даже небольшой подогрев воды в насосе (а он неизбежен) вызовет ее вскипание, которое может привести к срыву насоса.
Если же мы расположим деаэраторный бак выше питательного насоса, то за счет гидростатического давления, обусловленного разностью высот, питательная вода на всасе ПН окажется недогретой до температуры насыщения, соответствующей новому, более высокому давлению рабочего тела.
Наиболее широко распространенные деаэраторы ТЭС и АЭС, которые рассчитаны на рабочее давление 0,7 МПа, могут располагаться примерно на 10-12 м выше питательных насосов.
Питательный насос может иметь электрический привод или турбопривод. Электропривод обычно применяется на ТЭС с докритическим давлением острого пара. Его достоинствами являются простота, высокий КПД, быстрый пуск в работу.
Однако единичная мощность питательных электронасосов (ПЭН) ограничена, поэтому для мощных энергоблоков с большими расходами питательной воды предпочтительнее турбопривод, т.е. привод питательного насоса от специальной паровой турбины. Она может работать на паре главной турбины, прошедшем промперегрев, или на остром паре, а конденсат отработавшего пара направляется в конденсатный тракт или конденсатор.
Помимо высокой мощности, у турбопривода есть еще одно достоинство – экономичное регулирование производительности питательного насоса за счет изменения числа оборотов приводной турбины.
При выборе питательных насосов их мощность рассчитывают на максимальную нагрузку электростанции с запасом по расходу питательной воды не менее 5%.
Для энергоблока ТЭС берут, как правило, один основной ПН и один резервный, который может обеспечить 30-50% расчетной нагрузки. Если же основных насосов два, то резерв не предусматривается.
На неблочных станциях вопрос о резервировании ПН решается в зависимости от количества основных насосов.
При использовании ПН с турбоприводом на АЭС необходимо предусмотреть аварийные ПЭНы с небольшой подачей и надежным питанием от автономного источника. Например, на энергоблоке АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 имеется 2 основных турбонасоса и 4 аварийных электронасоса с подачей 2-3% от номинальной.
Если электростанция является изолированной (т.е. не входящей в энергосистему), то для ее пуска с нуля необходимы резервные питательные насосы с турбоприводом.
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.
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.
XVI. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
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-транспортного 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.
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 отделения 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).
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ НА ТЕПЛОВЫХ СХЕМАХ [7]
  | - пар свежий (толщина линий 0,8-1,5 мм) |
 | - пар промперегрева (0,8-1,5 мм) |
 | - пар регулируемых отборов и противодавления (0,8-1,5 мм) |
 | - пар нерегулируемых отборов (0,8-1,5 мм) |
 | - паровоздушная смесь (0,2-1,0 мм) |
 | - вода питательная (0,2-1,0 мм) |
 | - конденсат (0,2-1,0 мм) |
   | - вода техническая, циркуляционная (0,2-1,0 мм) |
    | - вода сетевая и подпиточная (0,2-1,0 мм) |
   | - размер трубы (наружный диаметр и толщина стенки, мм) |
  | - материал трубопровода |
  | - параметры пара (давление, кгс/см2, температура, °С) |
  1 | - номер отбора пара |
Трубопроводы
        | - перекрещивание трубопроводов (без соединения) |
| - соединение трубопроводов |
Арматура
   | - вентиль (клапан) запорный |
    | - вентиль (клапан) регулирующий |
           | - клапан обратный (движение рабочего тела возможно от белого треугольника к черному) |
    | - клапан предохранительный |
| - клапан дроссельный | |
 | - клапан редукционный (вершина треугольника направлена в сторону повышенного давления) |
   | - задвижка |
   | - вентиль с электроприводом переменного тока |
   | - редукционно-охладительная установка |
Основное и вспомогательное оборудование
 |