Что такое моноблок на тэц

Выбор паровых котлов ТЭС блочной структуры и основных агрегатов ТЭЦ

На крупных паротурбинных электростан­циях с промежуточным перегревом пара уста­навливают, как правило, моноблоки.

На электростанциях СССР ранее устанав­ливали дубль-блоки, однако опыт эксплуата­ции не выявил их преимуществ по сравнению с моноблоками.

На моноблоках применяют однокорпусные паровые котлы. В настоящее время такие па­ровые котлы устанавливают на энергоблоках Советского Союза вплоть до мощности 1200 МВт на газомазутном топливе. За рубе­жом также применяют, как правило, монобло­ки с однокорпусными паровыми котлами, за единичными исключениями (например, на ТЭЦ).

Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному рас­ходу пара на турбинную установку с запасом 3 %, учитывая гарантийный допуск, возмож­ное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

Параметры пара паровых котлов выбира­ют с учетом потерь давления и температуры при транспорте его, при начальных парамет­рах пара перед турбиной 12,7 МПа, 560 °С или 23,5 МПа, 540 °С, у паровых котлов они рав­ны соответственно 13,7 МПа, 565 °С и 25 МПа, 545 °С.

Тип теплофикационных турбин выбирают, исходя из энергетических нагрузок, вида, па­раметров и режимов теплового потребления.

На ТЭЦ с отопительной нагрузкой в горо­дах без промышленных потребителей устанав­ливают турбины типа Т с отопительными от­борами. На ТЭЦ промышленных предприятий применяют турбины типа ПТ с двумя тепло­фикационными отборами — промышленным и отопительным; для покрытия постоянной теп­ловой нагрузки возможно применение турбин типа Р с противодавлением. Отопительный от­бор турбин ПТ используют для местных сис­тем отопления, а также для внутренних нужд ТЭЦ — подогрева добавочной воды, обратного конденсата от тепловых потребителей и др. В районах с развитым промышленным и теп­ловым потреблением сооружают ТЭЦ смешан­ного типа с турбинами типов ПТ, Р и Т (рис. 2.3).

Число турбин каждого типа зависит от размеров и параметров теплового потребле­ния. Набор таких турбин определяют предва­рительно по оценочным приближенным расче­там и уточняют в результате детальных рас­четов тепловой схемы.

Мощность турбоагрегатов ТЭЦ в энерго­системах принимают возможно более крупной с учетом перспективы развития тепловых на­грузок района и потребления электроэнергии. Турбины с противодавлением предназнача­ются для покрытия базовой части производ­ственной нагрузки и применяются вместе с турбоагрегатами с регулируемыми отборами и конденсацией, устанавливаемыми на данной ТЭЦ в первую очередь.

Турбоагрегаты изолированной ТЭЦ выби­рают так, чтобы при выходе из строя наибо­лее крупного из них было обеспечено покры­тие электрических и тепловых нагрузок с уче­том допускаемого потребителями регулирова­ния.

ТЭЦ в энергосистеме не должна, как пра­вило, иметь электрический резерв, его целесо­образно устанавливать на конденсационных электростанциях с лучшими условиями водо­снабжения и др.

Рис. 2.3. Принципиальная схема теплоэлектроцентрали с турбинами типов ПТ, Р и Т:

ПМ — переключательная магистраль; РОУ — редукционно-охла-дительная установка; ППК — пиковый паровой котел; ТП — к паровому потребителю; ТВ — теплота с горячей водой; ПС и ОС — подающая и обратная магистрали тепловой сети; СП — сетевой подогреватель; ПСП — пиковый сетевой подогреватель; СН1, СНП — сетевые насосы 1 а II подъемов; ПВК — пиковый водогрейный котел

При выходе из работы энергоблока ТЭЦ или парового котла ТЭЦ неблочной структуры остальные энергоблоки и агрегаты вместе с пиковыми котлами должны обеспечить макси­мально длительный отпуск пара на производ­ство и средний за наиболее холодный месяц отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Снижение электричес­кой мощности ТЭЦ неблочной структуры до­пускается при этом на мощность наиболее крупного турбоагрегата. При необходимости круглогодичного ремонта паровых котлов ТЭЦ неблочной структуры в качестве ремонт­ного резерва рекомендуются пиковые котлы.

Паровые котлы с естественной циркуляци­ей (барабанного типа) применяют, в частно­сти, на ТЭЦ с докритическими параметрами пара (а также на КЭС, использующих для охлаждения конденсаторов морскую воду).

ТЭЦ блочной структуры на газомазутном топливе с промежуточным перегревом пара и турбинами Т-250-240 выполняли первоначаль­но с дубль-блоками, в дальнейшем — с моно­блоками. ТЭЦ с начальным давлением пара 12,7 МПа без промежуточного перегрева пара выполняют в СССР преимущественно неблоч­ной структуры.

Если относительное допустимое снижение нагрузки паровых котлов при выпадении од­ного из них на ТЭЦ неблочной структуры со­ставляет:

— допустимая, сниженная, а

— максимальная нагрузка паровых котлов, то соответствующее число рабочих паровых кот­лов паропроизводительностью

соответствуют чис­ла паровых котлов

. Очевидно, величина

Таким образом, допустимое снижение па­ровой нагрузки до 0,8 или 0,9 максимальной означает, что относительная производитель­ность одного парового котла составляет соот­ветственно 0,2 или 0,1 полной нагрузки, т. е. их число равно соответственно 5 или 10, как это определено выше.

Отпуск пара внешним потребителям мож­но резервировать установкой соответствующих паровых котлов низкого давления, а отпуск теплоты для отопления — установкой пико­вых водогрейных котлов (рис. 2.3).

На ТЭЦ неблочного типа применяют преи­мущественно секционные схемы, при которых каждая турбина снабжается паром из одного или двух паровых котлов. Установка одного парового котла в секции экономичнее, однако может потребовать для обеспечения надежно­го теплоснабжения применения резервных па­ровых котлов низкого давления или водогрей­ных котлов.

Целесообразна установка на данной ТЭЦ одинаковых паровых котлов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на различные теплофикационные турбины должен быть одинаковый. Таким образом, теплофикационные турбины данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара из них. Такой принцип унификации теплофикационных турбин применяется на ТЭЦ Советского Союза. Так, новейшие теплофикационные турбины с начальным дав­лением пара 12,7 МПа типов Р-100, ПТ-135 и Т-175 рассчитаны на пропуск пара около 760 т/ч и могут обслуживаться двумя паровыми котлами по 420 т/ч или одним 800 т/ч. Электрическая мощность таких унифициро­ванных по расходу свежего пара турбин мо­жет отклоняться от шкалы мощностей элек­трических генераторов, принятой для конден­сационных турбин (150/160—200/210—300 и т. д.), однако изменение мощности современ­ного электрогенератора не вызывает серьез­ных трудностей и часто достигается измене­нием системы его охлаждения и сечения токоведущих элементов.

Редукционно-охладительные установки (РОУ) на ТЭЦ применяют для резервирова­ния отпуска производственного пара одной турбиной данного типа. РОУ для резервиро­вания отопительных отборов турбины не уста­навливают.

Компоновочные схемы ТЭС

ТЭС по типу (структуре) тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные.

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком, при наличии двух котлов на одну турбину – дубль–блоком.

При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних блоках. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование с более высокими параметрами, т.е. позволяет совершенствовать оборудование и повышать технико–экономические показатели электростанции. Процессы наладки нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить на другую установку. Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением P0 ≤8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при P0≤12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высоких давлениях (на КЭС при P0≥12,7 МПа, а на ТЭЦ при P0 = 23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспомогательное оборудование, непосредственно используемое в технологическом процессе электростанции. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называют компоновкой главного здания электростанции.

Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала, котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе) или реакторного отделения на АЭС и деаэраторного помещения. В машинном зале наряду с основным оборудованием (прежде всего, турбоагрегатами) размещают: конденсатные насосы, регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, питательные насосные установки, испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели (на ТЭЦ), вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.

В условиях теплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т.п. на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают легкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2–0,3 м3/кВт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые краны и другие грузоподъемные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.

На рис. 3.6. приведена компоновочная схема энергоблока пылеугольной электростанции: I – помещение парогенераторов; II – машинный зал, III – насосная станция охлаждающей воды; 1 – разгрузочное устройство; 2 – дробильная установка; 3 – водяной экономайзер и воздухоподогреватель; 4 – пароперегреватели; 5, 6 – топочная камера; 7 – пылеугольные горелки; 8 –парогенератор; 9 – мельничный вентилятор; 10 – бункер угольной пыли; 11 – питатели пыли; 12 – трубопроводы па­ра промежуточного перегрева; 13 – деаэратор; 14 – паровая турбина; 15 – электрический генератор; 16 – повышаю­щий электрический трансформатор; 17 – конденсатор; 18 – подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды; 19 – конденсатные насосы; 20 – регенеративные ПНД; 21 – питательный насос; 22 – регенеративные ПВД; 23 – дутьевой вентилятор; 24 – золоуловитель; 25 – шлакосмывные и золосмывные каналы; ЭЭ – электроэнергия высокого напряжения.

На рис. 3.7 приведена упрощенная компоновочная схема газомазутной электростанции мощностью 2400 МВт с указанием размещения только основного и части вспомогательного оборудования, а также габаритов сооружений (м): 1 – котельное отделение; 2 –турбинное отделение; 3 – конденсаторное отделение; 4 – генераторное отделение; 5 – деаэраторное отделение; 6 – дутьевой вентилятор; 7 – регенеративные воздухоподогреватели; 8 – распредустройство собственных нужд (РУСН); 9 – дымовая труба.

Рис. 3.7. Компоновка главного корпуса газомазутной

Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) – в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование – в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котел с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудованием образуют отдельную часть – моноблок электростанции.

Для турбин мощностью 150–1200 МВт требуются котлы производительностью соответственно 500–3600 м3/ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т.е. дубль–блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 МВт и меньше применяли неблочную централизованную схему, при которой пар из котлов отводится в общую паровую магистраль, а из нее распределяется между турбинами.

Размеры главного корпуса зависят от мощности размещаемого в нем оборудования: длина одного блока 30–100 м, ширина 70–100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной – 50 ми более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближенно удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7–0,8 м3/кВт, а на газомазутной – около 0,6–0,7 м3/кВт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) часто устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают водохранилище (пруд). На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подается обычно железнодорожными составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают железнодорожные пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи, инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и других условий, 25–70 га.

Крупные пылеугольные КЭС в России обслуживаются персоналом из расчета 1 человек на каждые 3 МВт мощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 МВт); кроме того, необходим ремонтный персонал.

Мощность КЭС зависит от водных и топливных ресурсов, а также требований охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выбросы с продуктами сгорания топлива в виде твердых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничиваются установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с КПД около 99 %). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеиваются с помощью высоких дымовых труб, которые сооружаются для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы. Дымовые трубы высотой до 300 м и более сооружают из железобетона или с 3–4 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса.

Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизировано управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т.д. Автоматизированы и другие процессы КЭС: поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановка блоков, защита оборудования при ненормальных и аварийных режимах.

Основное оборудование ТЭС

К основному оборудованию ТЭС относятся паровые котлы (парогенераторы), турбины, синхронные генераторы, трансформаторы.

Все перечисленные агрегаты стандартизованы по соответствующим показателям. Выбор оборудования определяется в первую очередь типом электростанции и ее мощностью. Практически все вновь проектируемые электростанции – блочные, их основной характеристикой является мощность турбоагрегатов.

В настоящее время выпускаются серийные отечественные конденсационные энергоблоки ТЭС мощностью 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт. Для ТЭЦ наряду с блоками мощностью 250 МВт используются турбоагрегаты мощностью 50, 100 и 175 МВт, у которых блочный принцип сочетается с отдельными поперечными связями оборудования.

При заданной мощности электростанции номенклатура оборудования, включаемого в состав энергоблоков, выбирается по его мощности, параметрам пара и виду используемого топлива.

Паровой котел (ПК)– теплообменный аппарат для получения пара с давлением, превышающим атмосферное, образующий вместе со вспомогательным оборудованием котельный агрегат.

Характеристиками ПК являются:

· рабочие параметры пара (температура и давление) после первичного и промежуточного перегревателей;

· поверхность нагрева, т.е. поверхность, с одной стороны омываемая дымовыми газами, а с другой – питательной водой;

· КПД, т.е. отношение количества тепла, содержащегося в паре, к теплотворной способности топлива, израсходованного для получения этого пара.

Расход пара на турбину устанавливается обычно для зимнего режима работы электростанции. Производительность парового котла должна выбираться с учетом увеличения расхода пара на турбину вследствие повышения давления в конденсаторе в летнее время года, утечек пара и конденсата, включения сетевых установок для отпуска теплоты и других расходов. В соответствие с этим производительность парового котла выбирается по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса для использования вращающегося резерва и других целей.

Характерными для ПК являются также вес, габариты, расход металла и имеющееся оборудование для механизации и автоматизации обслуживания.

Первые ПК имели шарообразную форму. Такую форму имел и ПК, построенный в 1765 году И. Ползуновым,создавшим первую универсальную паровую машину и тем самым положившим начало энергетическому использованию водяного пара. Сначала ПК изготовлялись из меди, затем из чугуна. В конце XVIII века уровень развития черной металлургии дал возможность изготовить стальные цилиндрические ПК из листового материала путем склепывания. Постепенные изменения в конструкциях ПК привели к многочисленным разновидностям. Цилиндрический котел, имевший диаметр до 0,9 ми длину 12 м,монтировался с помощью кирпичной обмуровки, в которой выкладывались все газовые каналы. Поверхность нагрева такого ПК образовывалась лишь в нижней части котла.

Стремление к повышению параметров ПК привели к увеличению габаритов и увеличению числа потоков воды и пара. Увеличение числа потоков пошло по двум направлениям: разработке газотрубных котлов, в частности локомобильных газотрубных паровых котлов, и разработке водотрубных котлов, являющихся основой современных котельных агрегатов. Увеличение поверхности нагрева водотрубных котлов сопровождалось увеличением габаритов и, в первую очередь, высоты ПК. КПД ПК достиг 93–95 %.

Первоначально водотрубные ПК представляли собой ПК только барабанного типа, в которых пучки прямых или изогнутых труб (змеевики) сочетались с цилиндрическими стальными барабанами (рис. 3.8).

Рис. 3.8. Принципиальная схема ПК барабанного типа:

1 – топочная камера; 2 – горелка; 3 – экранные трубы; 4 – барабан;

5 – опускные трубы; 6 – пароперегреватель; 7 – вторичный (промежуточный) пароперегреватель; 8 – экономайзер; 9 – воздухоподогреватель.

В топочной камере 1 расположены горелки 2, через которые в топку поступает смесь топлива с подогретым воздухом. Число и тип горелок зависят от их производительности, мощности блока и вида топлива. Наиболее распространены три вида топлива: уголь, природный газ и мазут. Уголь предварительно превращается в угольную пыль, которая с помощью воздуха вдувается через горелки в топку.

Стены топочной камеры изнутри покрыты трубами (экраны) 3, которые воспринимают тепло от горячих газов. В экранные трубы вода поступает по опускным необогреваемым трубам 5 из барабана 4, в котором постоянно поддерживается заданный уровень. В экранных трубах вода закипает и в виде пароводяной смеси движется вверх, попадая затем в паровое пространство барабана. Таким образом, при работе котла возникает естественная циркуляция воды с паром в контуре: барабан – опускные трубы – экранные трубы – барабан. Поэтому котел, изображенный на рис. 3.8, называется барабанным котлом с естественной циркуляцией. Отвод пара к турбине восполняется подачей в барабан котла питательной воды с помощью насосов.

Пар, поступивший из экранных труб в паровое пространство барабана, является насыщенным и в таком виде, хотя и имеет полное рабочее давление, еще не пригоден для использования его в турбине, так как обладает относительно небольшой работоспособностью. Кроме того, влажность насыщенного пара при расширении в турбине возрастает до пределов, опасных для надежности рабочих лопаток. Поэтому из барабана пар направляется в перегреватель 6, где ему сообщается дополнительное количество тепла, за счет чего он из насыщенного становится перегретым. При этом температура его повышается примерно до 560 °С и, соответственно, увеличивается его работоспособность. В зависимости от места расположения пароперегревателя в котле и, следовательно, от вида теплообмена, осуществляющегося в нем, различают радиационные, ширмовые (полурадиационные) и конвективные пароперегреватели.

Радиационные пароперегреватели размещают на потолке топочной камеры или же на стенках ее, часто между трубами экранов. Они, как и испарительные экраны, воспринимают тепло, излучаемое факелом сжигаемого топлива. Ширмовые пароперегреватели, выполненные в виде отдельных плоских ширм из параллельно включенных труб, укрепляются на выходе из топки перед конвективной частью котла. Теплообмен в них осуществляется как излучением, так и конвекцией. Конвективные пароперегреватели располагают в газоходе котлоагрегата обычно за ширмами или за топкой; они представляют собой многорядные пакеты из змеевиков. Пароперегреватели, состоящие только из конвективных ступеней, обычно устанавливают в котлоагрегатах среднего и низкого давления при температуре перегретого пара не выше 440–510 ºС. В котлоагрегатах высокого давления со значительным перегревом пара применяют комбинированные пароперегреватели, включающие конвективную, ширмовую, а иногда и радиационную части.

При давлении пара в 14 МПа (140 кгс/см2) и выше обычно за первичным перегревателем устанавливают вторичный (промежуточный) перегреватель 7. Он, так же как и первичный, образован из стальных труб, согнутых в змеевики. Сюда направляется пар, отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) тур­бины и имеющий температуру, близкую к температуре насыщения при давлении 2,5–4 МПа. Во вторичном (промежуточном) пароперегревателе температура этого пара снова повышается до 560 °С, соответственно увеличивается его работоспособность, после чего он проходит через цилиндр среднего давления (ЦСД) и цилиндр низкого давления (ЦНД), где расширяется до давления отработавшего пара (0,003–0,007 МПа). Применение промежуточного перегрева пара, несмотря на усложнение конструкции котла и турбины и значительное увеличение количества паропроводов, имеет большие экономические преимущества по сравнению с котлами без промежуточного перегрева пара. Расход пара па турбину уменьшается примерно вдвое, а расход топлива уменьшается при этом на 4–5 %. Наличие промежуточного перегрева пара уменьшает также влажность пара в последних ступенях турбины, в силу чего уменьшается износ лопаток капельками воды и несколько повышается КПД ЦНД турбины.

Далее, в хвостовой части котла расположены вспомогательные поверхности, предназначенные для использования тепла уходящих газов. В этой конвективной части котла находятся водяной экономайзер 8, где питательная вода подогревается перед поступлением в барабан, и воздухоподогреватель 9, служащий для подогрева воздуха перед подачей его в горелки и в схему пылеприготовления, что повышает КПД ПК. Охлажденные уходящие газы с температурой 120–150 °С отсасываются дымососом в дымовую трубу.

Дальнейшее совершенствование водотрубных ПК сделало возможным создание ПК, состоящего сплошь из стальных труб малого диаметра, в которые с одного конца поступает вода под давлением, а с другого выходит пар заданных параметров – так называемого прямоточного котла(рис. 3.9). Таким образом, это ПК, в котором полное испарение воды происходит за время однократного (прямоточного) прохождения воды через испарительную поверхность нагрева. В прямоточный ПК вода с помощью питательного насоса подается через экономайзер. В таком котле нет барабана и опускных труб.

Рис. 3.9. Принципиальная схема прямоточного ПК:

1 – экраны нижней радиационной части; 2 – горелки; 3 – экраны верхней радиационной части; 4 – ширмовый пароперегреватель; 5 –конвективный пароперегреватель; 6 – вторичный пароперегреватель; 7 – водяной экономайзер; 8 – подвод питательной воды; 9 – отвод пара к турбине; 10 – подвод пара от ЦВД для вторичного перегрева; 11 – отвод пара к ЦСД после вторичного перегрева; 12 – отвод дымовых газов к воздухоподогревателю

Поверхность нагрева котла можно представить как ряд параллельных змеевиков, в которых вода по мере движения нагревается, превращается в пар и далее пар перегревается до нужной температуры. Эти змеевики располагаются и на стенах топочной камеры, и в газоходах котла. Топочные устройства, вторичный паропере­греватель и воздухоподогреватель прямоточных котлов не отличаются от барабанных.

В барабанных котлах по мере выпаривания воды концентрация солей в остающейся котловой воде растет, и требуется все время небольшую долю этой котловой воды в количестве примерно 0,5 % выбрасывать из котла, чтобы не допустить нарастания концентрации солей выше определенного предела. Этот процесс называется продувкой котла. Для прямоточных котлов такой способ вывода накопленных солей неприменим ввиду отсутствия водяного объема, и поэтому нормы качества питательной воды для них значительно более жесткие.

Другим недостатком прямоточных ПК является увеличенный расход энергии на привод питательного насоса.

Прямоточные ПК устанавливают, как правило, на конденсационных электростанциях, где питание котлов осуществляется обессоленной водой. Применение их на теплоэлектроцентралях связано с повышенными затратами на химическую очистку добавочной (подпиточной) воды. Наиболее эффективны прямоточные ПК для сверхкритических давлений (выше 22 МПа), где другие типы котлов неприменимы.

В энергетических блоках либо устанавливают один котел на турбину (моноблоки), либо два котла половинной производительности. К преимуществам дубль–блоков можно отнести возможность работы блока с половинной нагрузкой на турбине в случае повреждения одного из котлов. Однако наличие двух котлов в блоке существенно усложняет всю схему и управление блоком, что само по себе снижает надежность блока в целом. Кроме того, работа блока с половинной нагрузкой весьма неэкономична. Опыт ряда станций показал возможность работы моноблоков не менее надежно, чем дубль–блоков.

В блочных установках на давление до 130 кгс/см2 (13 МПа) применяются котлы как барабанного, так и прямоточного типа. В установках на давление 240 кгс/см2 (24 МПа) и выше применяются только прямоточные котлы.

Теплофикационный котел – это котлоагрегат теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), обеспечивающий одновременное снабжение паром теплофикационных турбин и производство пара или горячей воды для технологических, отопительных и других нужд. В отличие от котлов КЭС в теплофикационных котлах обычно используют в качестве питателя воды возвращаемый загрязненный конденсат. Для таких условий работы наиболее пригодны барабанные котлоагрегаты со ступенчатым испарением. На большинстве ТЭЦ теплофикационные котлы имеют поперечные связи по пару и по воде. В РФ на ТЭЦ наиболее распространены барабанные котлы паропроизводительностью 420 т/ч (давление пара 14 МПа, температура 560 ºС). С 1970 года на мощных ТЭЦ с преобладающими отопительными нагрузками при возврате почти всего конденсата в чистом виде применяют моноблоки с прямоточными котлами паропроизводительностью 545 т/ч (25 МПа, 545 ºС).

К теплофикационным ПК можно отнести также пиковые водогрейные котлы, которые используют для дополнительного подогрева воды при повышении тепловой нагрузки сверх наибольшей, обеспечиваемой отборами турбин. При этом вода нагревается сначала паром в бойлерах до 110–120 ºС, а затем в котлах до 150–170 ºС. В нашей стране эти котлы устанавливают обычно рядом с главным корпусом ТЭЦ. Применение сравнительно дешевых пиковых водогрейных теплофикационных котлов для снятия кратковременных пиков тепловых нагрузок позволяет резко увеличить число часов использования основного теплофикационного оборудования и повысить экономичность его эксплуатации.

Для теплоснабжения жилых массивов часто применяют водогрейные газомазутные котлы типа КВГМ, работающие на газе. В качестве резервного топлива таких котлов применяют мазут, для подогрева которого применяют газомазутные барабанные паровые котлы.

Паровая турбина (ПТ) является тепловым двигателем, в котором потенциальная энергия пара превращается в кинетическую энергию паровой струи, а последняя преобразуется в механическую энергию вращения ротора.

Создать ПТ пытались с давних времен. Известно описание примитивной ПТ, сделанное Героном Александрийским (I век до н. э.). Однако только в конце XIX века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня, К.Г. Лаваль (Швеция) и Ч.А. Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга в 1884–1889 годах создали промышленно пригодные ПТ.

Лаваль применил расширение пара в конических неподвижных соплах в один прием от начального до конечного давления и полученную струю (со сверхзвуковой скоростью истечения) направил на один ряд рабочих лопаток, насаженных на диск. ПТ, работающие по этому принципу, получили название активных ПТ. Невозможность получения большой агрегатной мощности и очень высокая частота вращения одноступенчатых ПТ Лаваля (до 30000 об/мин у первых образцов) привели к тому, что они сохранили свое значение только для привода вспомогательных механизмов.

Парсонс создал многоступенчатую реактивную ПТ, в которой расширение пара осуществлялось в большом числе последовательно расположенных ступеней не только в каналах неподвижных (направляющих) лопаток, но и между подвижными (рабочими) лопатками. Реактивная ПТ Парсонса некоторое время применялась в основном на военных кораблях, но постепенно уступила место более компактным комбинированным активно–реактивным ПТ, у которых реактивная часть высокого давления заменена активным диском. В результате уменьшились потери на утечки пара через зазоры в лопаточном аппарате, турбина стала проще и экономичнее.

Активные ПТ электростанций развивались в направлении создания многоступенчатых конструкций, в которых расширение пара осуществлялось в ряде последовательно расположенных ступеней. Это позволило значительно увеличить единичную мощность ПТ, сохранив умеренную частоту вращения, необходимую для непосредственного соединения вала ПТ с вращаемым ею механизмом, в частности, электрическим генератором.

Существует несколько вариантов конструкций паровых турбин, позволяющих классифицировать их по ряду признаков.

По направлению движения потока пара различают аксиальные ПТ, у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные ПТ, направление потока пара в которых перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В РФ строят только аксиальные ПТ.

По числу корпусов (цилиндров) ПТ подразделяют на однокорпусные, двухкорпусные и трехкорпусные (с цилиндрами высокого, среднего и низкого давлений). Многокорпусная конструкция позволяет использовать большие располагаемые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней давления, применить высококачественные металлы в части высокого давления и раздвоение потока пара в части низкого давления. Вместе с тем, такая ПТ получается более дорогой, тяжелой и сложной.

По числу валов различают одновальные ПТ, у которых валы всех корпусов находятся на одной оси, а также двухвальные или трехвальные, состоящие из двух или трех параллельно размещенных одновальных ПТ, связанных общностью теплового процесса, а у судовых ПТ также общей зубчатой передачей (редуктором).

Неподвижную часть ПТ (корпус) выполняют разъемной в горизонтальной плоскости для возможности монтажа ротора. В корпусе имеются выточки для установки диафрагм, разъем которых совпадает с плоскостью разъема корпуса. По периферии диафрагм размещены сопловые каналы, образованные криволинейными лопатками, залитыми в тело диафрагм или приваренными к нему. В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения лабиринтового типа для предупреждения утечек пара наружу (со стороны высокого давления) и засасывания воздуха в корпус (со стороны низкого). Лабиринтовые уплотнения устанавливают также в местах прохода ротора сквозь диафрагмы во избежание перетечек пара из ступени в ступень в обход сопел. На переднем конце вала устанавливают предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий ПТ при увеличении частоты вращения на 10–12 % сверх номинальной. Задний конец ротора снабжают валоповоротным устройством с электрическим приводом для медленного (4–6 об/мин) проворачивания ротора после останова ПТ, что необходимо для равномерного его остывания.

На рис. 3.10 схематически показано устройство одной из промежуточных ступеней современной паровой турбины ТЭС. Ступень состоит из диска с лопатками и диафрагмы. Диафрагма представляет собой вертикальную перегородку между двумя дисками, в которой по всей окружности против рабочих лопаток расположены неподвижные направляющие лопатки, образующие сопла для расширения пара. Диафрагмы выполняют из двух половин с горизонтальным разъемом, каждая из которых укреплена в соответствующей половине корпуса турбины.

Рис. 3.10. Устройство одной из ступеней многоступенчатой

турбины: 1 – вал; 2 – диск; 3 – рабочая лопатка; 4 – стенка цилиндра турбины; 5 – сопловая решетка; 6 – диафрагма;

7 – уплотнение диафрагмы

Большое число ступеней заставляет выполнять турбину из нескольких цилиндров, размещая в каждом по 10–12 ступеней. У турбин с промежуточным перегревом пара в первом цилиндре высокого давления (ЦВД) обычно располагают группу ступеней, преобразующих энергию пара от начальных параметров до давления, при котором пар поступает на промежуточный перегрев. После промежуточного перегрева пара в турбинах мощностью 200 и 300 МВт пар поступает еще в два цилиндра – ЦСД и ЦНД.

Часть пара, работающего в турбине, отбирается из промежуточных ступеней и направляется в подогреватели для подогрева питательной воды. У современных турбин с промперегревом делается обычно от 7 до 9 промежуточных отборов, и через них отбирается до 30 % пара, поступившего в турбину. Ступенчатый подогрев воды паром, частично отдавшим свою энергию в турбине, называется регенерацией (восстановлением, возвратом) тепла и дает значительный экономический эффект. Благодаря наличию регенерации требуется затрачивать меньше топлива в котле на нагрев воды, так как она уже приходит подогретой. Кроме того, в конденсатор поступает пара на 30 % меньше, чем вошло в турбину, в силу чего количество тепла, отдаваемого в процессе конденсации отработавшего пара охлаждающей воде, при наличии регенеративных отборов также уменьшается.

Паровые турбины ТЭС комплектуются электрическими генераторами: каждой турбине соответствует свой генератор. Мощность турбины КЭС выбирается в соответствие с мощностью блоков, а число их устанавливается по заданной мощности электростанции.

По своему назначению ПТбывают трех типов:

1) конденсационные (когда давление пара на выходе турбины ниже атмосферного), применяются на КЭС;

2) с противодавлением (когда давление пара на выходе турбины выше атмосферного), применяются на ТЭЦ;

3) специального назначения.

Чисто конденсационные ПТ служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Эти ПТ работают с выпуском отработавшего пара в конденсатор, где поддерживается вакуум. Применение конденсатора на выходе турбины позволяет увеличить электрическую эффективность, но практически сводит к нулю последующее использование отходящего тепла.

Чисто конденсационные ПТ могут быть стационарными или транспортными.

Стационарные ПТ в соединении с генераторами переменного электрического тока (турбогенераторы) – основное оборудование КЭС. Чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому мощность ПТ постепенно наращивалась, и к 1974 году достигла 1200 МВт при давлении свежего пара до 35 МПа (1 Па = 1 н/м2 = 10–5кгс/см2) и температуре до 650 ºС. Принятая в РФ частота электрического тока 50 Гц требует, чтобы частота вращения ПТ, непосредственно соединенной с двухполюсным генератором, равнялась 3000 об/мин. Все стационарные ПТ имеют нерегулируемые отборы пара из 2–5 ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды.

В зависимости от назначения стационарные ПТ электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых ПТ требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80 %). От пиковых ПТ требуется возможность быстрого пуска и включения в работу, от ПТ собственных нужд – особая надежность в работе.

Транспортные ПТ используются в качестве главных и вспомогательных двигателей на судах. Неоднократно делались попытки применить ПТ на локомотивах, однако паротурбовозы распространения не получили. Для соединения быстроходных ПТ с гребными винтами, требующими невысокой (от 100 до 500 об/мин) частоты вращения, применяют зубчатые редукторы. В отличие от стационарных ПТ (кроме турбовоздуходувок), судовые ПТ работают с переменной частотой вращения, определяемой необходимой скоростью хода судна.

Теплофикационные ПТ служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Для отпуска тепловой нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения устанавливают турбины типа Т (Т–100, Т–175, Т–250). При наличии на ТЭЦ промышленной и отопительной тепловых нагрузок устанавливают турбины типа ПТ, а при преимущественно промышленной – типа ПР или Р.

Резервные турбины на ТЭЦ не устанавливаются. Для резервирования отпуска теплоты промышленным потребителям применяются редукционно–охладительные установки (РОУ), производительность которых должна покрывать отпуск пара потребителям одной из турбин. Для отопительной нагрузки резервом являются пиковые водогрейные котлы.

К теплофикационным ПТ относятся ПТ с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.

У ПТ с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (сушка, отопление и др.). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой ПТ, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной ПТ или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.

В ПТ с регулируемым отбором часть пара отводится из одной или двух промежуточных ступеней, а остальной пар идет в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень ПТ) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.

У ПТ с отбором и противодавлением часть пара отводится из одной или двух промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему. Давление пара ПТ для отопительных целей обычно составляет 0,12Мн/м2 (0,12 МПа или 1,2 атм.), а для технологических нужд (сахарные, деревообрабатывающие, пищевые предприятия) 0,5–1,5 Мн/м2 (5–15 атм.).

ПТ специального назначения обычно работают на отбросном тепле металлургических, машиностроительных и химических предприятий. К ним относятся ПТ мятого пара, двух давлений и предвключенные (форшальт).

ПТ мятого пара используют отработавший пар поршневых машин, паровых молотов и прессов, имеющих давление немного выше атмосферного.

ПТ двух давлений работают как на свежем, так и на отработавшем паре паровых механизмов, подводимом в одну из промежуточных ступеней.

Предвключенные ПТ представляют собой турбины с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих ПТ направляют в другие ПТ с более низким начальным давлением пара. Необходимость в предвключенных ПТ возникает при модернизации электростанций, связанной с установкой паровых котлов более высокого давления, на которое не рассчитаны ПТ, ранее установленные на электростанции.

ПТ специального назначения не выпускают сериями, как конденсационные и теплофикационные ПТ, а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.

В РФ установлено 4 ступени начальных параметров пара:

1) давление 3,5 Мн/м2, температура 435 ºС для ПТ мощностью до 12 МВт;

2) 9 Мн/м2, 535 ºС для ПТ до 50 МВт;

3) 13 Мн/м2, 565 ºС для ПТ до 100 МВт;

4) 24 Мн/м2, 565 ºС для ПТ мощностью 200 и 300 МВт.

Давление отработавшего пара 3,5–5 кн/м2. Удельный расход тепла от 7,6 кДж/Вт∙ч у самых мощных ПТ до 13 кДж/Вт∙ч у небольших конденсационных турбин.

В РФ не строят стационарных реактивных ПТ, но отдельные зарубежные фирмы традиционно продолжают выпускать ПТ с активной частью высокого давления и последующими реактивными ступенями.

Энергоблок — почти автономная часть тепловой или атомной электрической станции, представляющая собой технологический комплекс для производства электроэнергии, включающий различное оборудование, например паровой котёл или ядерный реактор, турбину, турбогенератор, повышающий трансформатор, вспомогательное тепломеханическое и электрическое оборудование, паропроводы и трубопроводы питательной воды и другое.

Компоновку электростанции из энергоблоков называют блочной, проектные решения для осуществления такой компоновки называют блокировкой. Основная её необходимость заключается в выборе тепловой схемы электростанции.

У блочных электростанций отсутствуют связи между различными паротурбинными установками в её составе. Принцип блочности распространяется как на тепловую и электрическую схемы электростанции, так и на строительную её часть.

Особенности блочных станций

Два современных энергоблока угольной ТЭС Липпендорф в Германии.

Тепловые электростанции по типу тепловой схемы разделяются на блочные и неблочные (секционные, централизованные, секционно-централизованные). Все атомные электростанции блочные.

При блочной схеме всё основное и вспомогательное оборудование различных паротурбинных установок в составе станции не имеет технологических связей между собой. Общими являются лишь вспомогательные линии, служащие для пусковых операций, подвода добавочной воды и других целей. При неблочной схеме (ТЭС с поперечными связями) пар от всех паровых котлов поступает в общий паропровод, а из неё распределяется по турбинам, таким образом можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым питательная вода подаётся в котлы, также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как при такой компоновке упрощается схема трубопроводов и сокращается количество арматуры. Также упрощается управление отдельными агрегатами, облегчается автоматизация технологических процессов. При этом во время эксплуатации работа одного блока не сказывается на других. При расширении электростанции последующие блоки могут иметь другую мощность и технологические параметры, что даёт возможность со временем устанавливать на расширяемой станции более мощное оборудование на более высоких параметрах и повышать таким образом технико-экономические показатели станции. При этом наладка и освоение нового оборудование не будет влиять на работу ранее установленных агрегатов.

Блокировку также применяют в целях сокращения генерального плана и протяжённости инженерных коммуникаций. Для этого основные и вспомогательные здания и сооружения максимально плотно (по технологической возможности) компонуют в отдельные крупные здания. Таким образом увеличивается плотность застройки промышленной площадки и, как следствие, достигается высокий коэффициент использования территории и сокращение количества оборудования, снижение в нём энергетических потерь. Блокирование сооружений также значительно улучшает условия для эксплуатационного обслуживания.

Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является почти единственно возможной, так как неблочная в этом случае чрезвычайно усложнится.

Промперегрев используется обычно на крупных конденсационных электростанциях с начальным давлением пара выше 12,7 МПа и теплоэлектроцентралях с начальным давлением 23,5 МПа, такие станции строятся блочными. Также строятся блочными все АЭС.

Блочная тепловая электростанция

Блочная тепловая электростанция

электростанция, состоящая из отдельных энергоблоков, например «котёл-турбина-генератор-трансформатор», образующих технологический комплекс для производства электроэнергии. Для блочных электростанций характерно отсутствие поперечных связей между главными трубопроводами отдельных энергоблоков как по пару, так и по воде. Паротурбинный агрегат энергоблока может получать пар от одного (моноблок) или двух (дубль-блок) Котлоагрегатов, с которыми он соединён трубопроводами свежего пара, пара промежуточного перегрева и питательной воды. Принцип блочности, положенный в основу тепловой и электрической схем электростанции, распространяется и на строительную её часть: блок «котёл-турбина» размещается в своей строительной ячейке. Число ячеек кратно числу блоков. Блочную схему как более простую и экономичную широко применяют на всех вновь сооружаемых тепловых конденсационных электростанциях (См. Конденсационная электростанция).Лит.: Жилин В. Г., Проектирование тепловых электростанций большой мощности, М.— Л., 1964; Рыжкин В. Я., Тепловые электрические станции, М.— Л., 1967. Я. П. Дойникова.

Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия.
.

Смотреть что такое «Блочная тепловая электростанция» в других словарях

Котёл — турбина блок

паросиловая установка, состоящая из парового котла, турбины и вспомогательного оборудования; при нормальной работе не имеет связей по пару и воде с др. установками. Поскольку турбина К.—т. б. обычно служит на электростанции для привода генератора, не имеющего связей с др. генераторами, такой блок иногда называют блоком котёл — турбина — генератор (см Блочная тепловая электростанция). Пар из котла поступает в цилиндр высокого давления конденсационной турбины, пройдя который, возвращается в котёл в промежуточный пароперегреватель (рис.). Вторично перегретый пар направляется в цилиндр среднего давления турбины, затем в цилиндр низкого давления и далее в Конденсатор. Из конденсатора вода откачивается насосом. Далее она проходит через подогреватели низкого и высокого давления, Деаэратор и поступает в котёл. Обычно котёл по ряду причин (например, по условию охлаждения труб поверхностей нагрева) не может работать при нагрузках, меньших определённого значения, и поэтому иногда (например, при пусках блока) пара вырабатывается больше, чем требуется для турбины. В таких случаях избыток пара сбрасывается через редукционное устройство в конденсатор.         В К.— т. б. может быть один котёл на турбину (моноблок) или два котла (дубль-блок). Моноблоки проще и выгоднее экономически. Преимущество дубль-блока в том, что при аварийном выходе из строя одного котла блок может работать с половиной нагрузки.         В К.— т. б. ряд технологических процессов существенно отличается от аналогичных процессов на неблочной электростанции. Например, в К.—т. б. пуск котла и турбины производится одновременно. Это позволяет вести пуск при плавно нарастающих давлении и температуре пара, что улучшает условия прогрева турбины, паропроводов и др. элементов оборудования. В К.—т. б. регулирование нагрузки можно осуществлять путём изменения давления свежего пара (при соответствующей конструкции котла). Ремонт котлов, турбин и всего вспомогательного оборудования на электростанции производится одновременно.         Наращивание мощностей в теплоэнергетике осуществляется в основном путём сооружения крупных блоков с конденсационными турбинами (См. Конденсационная турбина). В СССР работают К.—т. б. мощностью 150 и 200 Мвт с давлением пара 13 Мн/м2 (130 кгс/см2) и 300, 500 и 800 Мвт с давлением пара 24 Мн/м2 (240 кгс/см2), проектируется блок мощностью 1200 Мвт. Большинство сооружаемых блоков, в том числе и блок мощностью 1200 Мвт, — моноблоки. Неблочные установки строятся главным образом на ТЭЦ, где промежуточный перегрев пара применяется реже. Однако на ТЭЦ уже введены в действие крупные теплофикационные блоки мощностью 250 Мвт с промежуточным перегревом пара. Н. С. Чернецкий,        Схема блока котёл — турбина: 1 — котёл; 2 — промежуточный пароперегреватель; 3 — цилиндр высокого давления турбины; 4 — цилиндр среднего давления турбины; 5 — цилиндр низкого давления турбины; 6 — генератор; 7 — конденсатор; 8 — насос; 9 — подогреватель низкого давления; 10 — деаэратор; 11 — подогреватель высокого давления.

Смотреть что такое «Котёл — турбина блок» в других словарях

Есть два структурных вида технологических связей основного оборудования на ТЭЦ и ГРЭС:

При первой системе каждый турбоагрегат получает пар только от своего котла или котлов. Если с турбиной используется один котлоагрегат, то схему называют моноблоком, если их два — дубль-блоком.

В системе с поперечными связями все иначе. Разные турбины получают пар от разных котлов через общий коллектор. Эта структура электростанции также предполагает соединение линий подпитки котлов — трубопроводов, по которым в них поступает вода.

Когда какая схема лучше?

Обе системы обладают своими преимуществами. К достоинствам блочной относятся снижение металлоемкости и стоимости оборудования. А также относительная простота и функциональность:

Плюсы поперечных связей заключаются в их гибкости, возможности подключать разные турбоагрегаты с разными котлами, — если этого требуют обстоятельства. Такая структура очень устойчива и позволяет сохранить резерв пара для теплоснабжения даже при отключениях различного оборудования.

Выбор системы на конкретной электростанции зависит от ее назначения. Как правило, блочную систему используют на ГРЭС, которые вырабатывают большие объемы электроэнергии. На тепловых электростанциях, где помимо производства электроэнергии необходим отпуск большого объема тепла и промышленного пара, чаще применяют схему с поперечными связями.

https://youtube.com/watch?v=sbjeBbznlUs%3Ffeature%3Doembed

Кемеровская ГРЭС — единственная ГРЭС неблочного типа в структуре СГК. Это первая кузбасская станция, построенная по знаменитому плану ГОЭЛРО. Сейчас это предприятие — крупнейшее в регионе по установленной тепловой мощности.

Сосуществование — возможно

В Сибирской генерирующей компании 8 тепловых электростанций блочного типа и 18 — с поперечными связями.

• Красноярская ТЭЦ-3
• Новосибирская ТЭЦ-5

в городе попадает в обе категории. Уникальность станции в том, что часть ее оборудования устроена по блочному принципу, а часть работает с поперечноми связями.

Особенность объясняет история станции. Строилась она в середине прошлого века для обеспечения электроэнергией и теплом крупного оборонного комплекса страны — Электрохимического завода. В 1961 году был пущен первый блок, эта дата считается точкой отсчета работы предприятия. А чуть позже потребовался промышленный пар для крупного текстильного производства. Для этого энергетики сконструировали на второй котлотурбинный цех, уже с поперечными связями.

В XXI веке СГК использует мощности устроенных по поперечной системе котлов и турбин с другой целью — для теплоснабжения жителей в период пиковых зимних нагрузок.