Конденсаційна електростанція (КЕС), теплова паротурбінна електростанція, призначення якої — виробництво електричної енергії з використанням конденсаційних турбін . На КЕС застосовується органічне паливо: тверде паливо, переважно вугілля різних сортів в пилоподібному стані, газ, мазут і т. п. Тепло, що виділяється при спалюванні палива, передається в котельному агрегаті (парогенераторі) робочому тілу, зазвичай — водяній парі. КЕС, що працює на ядерному пальному, називають атомною електростанцією (АЕС) або конденсаційною АЕС(атомна електростанція) (АКЕС). Теплова енергія водяної пари перетвориться в конденсаційній турбіні в механічну енергію, а остання в електричному генераторі — в електричну енергію. Відпрацьована в турбіні пара конденсується, конденсат пари перекачується спочатку конденсатним, а потім живильним насосами в паровий казан (котлоагрегат, парогенератор). Таким чином створюється замкнутий пароводяний тракт: паровий казан з пароперегрівачем — паропроводи від казана до турбіни — турбіна — конденсатор — конденсатний і живильні насоси — трубопроводи живильної води — паровий казан. Схема пароводяного тракту є основною технологічною схемою паротурбінної електростанції і носить назва теплової схеми КЕС.

  Для конденсації відпрацьованої пари потрібна велика кількість води, що охолоджує, з температурою 10—20 °С (близько 10 м ³ /сек для турбін потужністю 300 Мвт ) . КЕС є основним джерелом електроенергії в СРСР і більшості промислових країн світу; на долю КЕС в СРСР доводиться ² / ₃ загальній потужності всіх теплових електростанцій країни. КЕС що працюють в енергосистемах Радянського Союзу, називають також ГРЕС(державна районна електростанція) .

  Перші КЕС, обладнані паровими машинами, з'явилися в 80-х рр. 19 ст На початку 20 ст КЕС стали оснащувати паровими турбінами. У 1913 в Росії потужність всіх КЕС складала 1,1 Гвт. Будівництво крупних КЕС (ГРЕС) почалося відповідно до плану ГОЕЛРО ; Каширськая ГРЕС(державна районна електростанція) і Шатурськая електростанція ним. В. І. Леніна були первістками електрифікації СРСР. У 1972 потужність КЕС в СРСР склала вже 95 Гвт. Приріст електричної потужності на КЕС СССР склав близько 8 Гвт за рік. Зросла також одинична потужність КЕС і встановлених на них агрегатів. Потужність найбільш крупних КЕС до 1973 досягла 2,4—2,5 Гвт. Проектуються і споруджуються КЕС потужністю 4—5 Гвт (див. таблиці.). У 1967—68 на Назаровськой і Слов'янською ГРЕС(державна районна електростанція) були встановлені перші парові турбіни потужністю 500 і 800 Мвт. Створюються (1973) одновальні турбоагрегати потужністю 1200 Мвт. За кордоном найбільш крупні турбоагрегати (двохвальні) потужністю 1300 Мвт встановлюються (1972—73) на КЕС Камберленд (США).

  Основні техніко-економічні вимоги до КЕС — висока надійність, маневреність і економічність. Вимога високої надійності і маневреності обумовлюється тим, що вироблювана електроенергія КЕС споживається відразу ж, тобто КЕС повинна виробляти стільки електроенергії, скільки необхідно її споживачам в даний момент.

  Економічність споруди і експлуатації КЕС визначається питомими капіталовкладеннями (110—150 крб. на встановлений квт ) , собівартістю електроенергії (0,2—0,7 коп./квт × ч ) , узагальнювальним показником — питомими розрахунковими витратами (0,5—1,0 коп./квт × ч ) . Ці показники залежать від потужності КЕС і її агрегатів, вигляду і вартості палива, режимів роботи і ккд(коефіцієнт корисної дії) процесу перетворення енергії, а також місця розташування електростанції. Витрати на паливо складають зазвичай більше половини вартості вироблюваної електроенергії. Тому до КЕС пред'являють, зокрема, вимоги високої теплової економічності, тобто малих питомих витрат тепла і палива, високого ккд(коефіцієнт корисної дії).

  Перетворення енергії на КЕС виробляється на основі термодинамічного циклу Ренкина, в якому підведення тепла воді і водяній парі в казані і відведення тепла водою, що охолоджує, в конденсаторі турбіни відбуваються при постійному тиску, а робота пари в турбіні і підвищення тиску води в насосах — при постійній ентропії .

  Загальний ккд(коефіцієнт корисної дії) сучасною КЕС — 35—42% і визначається ккд(коефіцієнт корисної дії) вдосконаленого термодинамічного циклу Ренкина (0,5—0,55), внутрішній відносний ккд(коефіцієнт корисної дії) турбіни (0,8—0,9), механічний ккд(коефіцієнт корисної дії) турбіни (0,98—0,99), ккд(коефіцієнт корисної дії) електричного генератора (0,98—0,99), ккд(коефіцієнт корисної дії) трубопроводів пари і води (0,97—0,99), ккд(коефіцієнт корисної дії) котлоагрегата (0,9—0,94).

  Збільшення ккд(коефіцієнт корисної дії) КЕС досягається головним образом підвищенням початкових параметрів (початкового тиску і температури) водяної пари, вдосконаленням термодинамічного циклу, а саме — вживанням проміжного перегріву пари і регенеративного підігрівання конденсату і живильної води пором з відборів турбіни. На КЕС по техніко-економічних підставах застосовують початковий тиск пари докритичне 13—14, 16—17 або надкритичне 24— 25 Мн/м ² , початкову температуру свіжої пари, а також після проміжного перегріву 540—570 °С . У СРСР і за кордоном створені дослідно-промислові установки з початковими параметрами пари 30—35 Мн/м ² при 600—650 °С . Проміжний перегрів пари застосовують зазвичай одноступінчатий, на деяких зарубіжних КЕС надкритичного тиску — двоступінчатий. Число регенеративних відборів пари 7—9, кінцева температура підігрівання живильної води 260—300 °С . Кінцевий тиск відпрацьованої пари в конденсаторі турбіни 0,003—0,005 Мн/м ² .

  Частина електроенергії, що виробляється, споживається допоміжним устаткуванням КЕС (насосами, вентиляторами, вугільними млинами і т. д.). Витрата електроенергії на власні потреби пилеугольной КЕС складає до 7%, газомазутною —до 5%. Значить, частина — близько половини енергії на власні потреби витрачається на привід живильних насосів. На крупних КЕС застосовують паротурбінний привід; при цьому витрата електроенергії на власні потреби знижується. Розрізняють ккд(коефіцієнт корисної дії) КЕС брутто (без врахування витрати на власні потреби) і ккд(коефіцієнт корисної дії) КЕС нетто (з врахуванням витрат на власні потреби). Енергетичними показниками, рівноцінними ккд(коефіцієнт корисної дії), служать також питомі (на одиницю електроенергії) витрати тепла і умовного палива з теплотою згорання 29,3 Мдж/кг (7000 ккал/кг ) , рівні для КЕС 8,8 — 10,2Мдж/квт × ч (2100 — 2450 ккал/квт × ч ) і 300—350 г/квт × ч. Підвищення ккд(коефіцієнт корисної дії), економія палива і зменшення паливної складової експлуатаційних витрат зазвичай супроводяться дорожчанням устаткування і збільшенням капіталовкладень. Вибір устаткування КЕС, параметрів пари і води температури вирушаючих газів котлоагрегатов і т. д. виробляється на основі техніко-економічних розрахунків, що враховують одночасно капіталовкладення і експлуатаційні витрати (розрахункові витрати).

  Основне устаткування КЕС (котельні і турбінні агрегати) розміщують в головному корпусі, казани і пилепріготовітельную установку (на КЕС, що спалюють, наприклад, вугілля у вигляді пилу) — в котельному відділенні, турбоагрегати і їх допоміжне устаткування — у машинному залі електростанції. На КЕС встановлюють переважно по одному казану на турбіну. Казан з турбоагрегатом і їх допоміжним устаткування утворюють окрему частину — моноблок електростанції. Для турбін потужністю 150—1200 Мвт потрібні казани продуктивністю відповідно 500—3600 м/ч пари. Раніше на ГРЕС(державна районна електростанція) застосовували по два казани на турбіну, тобто дубль-блоки (див. Блокова теплова електростанція ) . На КЕС без проміжного перегріву пари з турбоагрегатами потужністю 100 Мвт і менше в СРСР застосовували неблокову централізовану схему, при якій пара 113 казанів відводиться в загальну парову магістраль, а з неї розподіляється між турбінами. Розміри головного корпусу визначаються розміщуваним в нім устаткуванням і складають на один блок, залежно від його потужності, по довжині від 30 до 100 м-код, по ширині від 70 до 100 м. Висота машинного залу близько 30 м-код, котельної — 50 м-код і більш. Економічність компоновки головного корпусу оцінюють приблизно питомою кубатурою, рівною на пилеугольной КЕС близько 0,7—0,8 м ³ /квт, а на газомазутній — близько 0,6—0,7 м ³ /квт. Частина допоміжного устаткування котельною (димососи, дутьевиє вентилятори, золоуловлювачі, пилові циклони і сепараторів пороши системи пилепріготовленія) встановлюють поза будівлею, на відкритому повітрі.

  В умовах теплого клімату (наприклад, на Кавказі, в Середній Азії, на Ю. США і ін.), за відсутності значних атмосферних опадів, пилових бурь і т. п., на КЕС, особливо газомазутних, застосовують відкриту компоновку устаткування. При цьому над казанами владнують навіси, турбоагрегати захищають легкими укриттями; допоміжне устаткування турбоустановки розміщують в закритому конденсаційному приміщенні. Питома кубатура головного корпусу КЕС з відкритою компоновкою знижується до 0,2—0,3 м ³ /квт, що здешевлює спорудження КЕС. У приміщеннях електростанції встановлюють мостові крани і ін. вантажопідйомні механізми для монтажу і ремонту енергетичного устаткування.

  КЕС споруджують безпосередньо в джерел водопостачання (річка, озеро, море); часто поряд з КЕС створюють ставок-водосховище. На території КЕС, окрім головного корпусу, розміщують споруди і пристрої технічного водопостачання і химводоочистки, паливного господарства, електричні трансформатори, розподільні пристрої, лабораторії і майстерні, матеріальні склади, службові приміщення для персоналу, обслуговуючого КЕС. Паливо на територію КЕС подається зазвичай же. д.(залізна дорога) складами. Золу і шлаки з топкової камери і золоуловлювачів видаляють гідравлічним способом. На території КЕС прокладають же. д.(залізниця) дороги і автомобільні дороги, споруджують виводи ліній електропередачі, інженерні наземні і підземні комунікації. Площа території, займаної спорудженнями КЕС, складає, залежно від потужності електростанції, вигляду палива і ін. умов 25—70 га.

  Крупниє пилеугольниє КЕС в СРСР обслуговуються персоналом з розрахунку 1 чіл. на кожних 3 Мвт потужності (приблизно 1000 чіл. на КЕС потужністю 3000 Мвт ); крім того, необхідний ремонтний персонал.

  Потужність КЕС, що віддається, обмежується водними і паливними ресурсами, а також вимогами охорони природи: забезпечення нормальної чистоти повітряного і водного басейнів. Викид з продуктами згорання палива твердих часток в повітря в районі дії КЕС обмежують установкою досконалих золоуловлювачів (електрофільтрів з ккд(коефіцієнт корисної дії) близько 99%). Домішки, що залишилися, оксиди сірки і азоту розсіюють спорудженням високих димарів для виведення шкідливих домішок у вищі шари атмосфери. Димарі заввишки до 300 м-код і більш споруджують із залізобетону або з 3—4 металевими стволами усередині залізобетонної оболонки або загального металевого каркаса.

  Управління багаточисельним всіляким устаткуванням КЕС можливо лише на основі комплексної автоматизації виробничих процесів. Сучасні конденсаційні турбіни повністю автоматизовані. У котлоагрегате автоматизується управління процесами горіння палива, живлення котлоагрегата водою, підтримки температури перегріву пари і т. д. Здійснюється комплексна автоматизація ін. процесів КЕС включаючи підтримку заданих режимів експлуатації, пуск і зупинку блоків, захист устаткування при ненормальних і аварійних режимах. З цією метою в системі управління на крупних КЕС в СРСР і за кордоном застосовують цифрові, рідше аналогові, такі, що управляють електронні обчислювальні машини.

  Найбільші конденсаційні електростанції світу

  Літ.: Гельтман А. Е., Будняцкий Д. М., Апатовський Л. Е., Блокові конденсаційні електростанції великої потужності, М-код.—Л., 1964; Рижкин Ст Я., Теплові електричні станції М-код.—Л., 1967; Шредер До., Теплові електростанції великої потужності, пер.(переведення) з йому.(німецький), т. 1—3, М-код.—Л., 1960—64: Ськротцки Б.-Г., Вопат В.-А., Техніка і економіка теплових електростанцій, пер.(переведення) з англ.(англійський), М-кодом.—Л., 1963.

  Ст Я. Рижкин.

Мал. 2. Просторовий вигляд (розріз) головного корпусу електростанції і пов'язаних з ним пристроїв: I — котельне відділення; II — машинне відділення (машинний зал); III — берегова водонасосна установка; 1 — вугільний склад; 2 — дробильна установка; 3 — водяний економайзер; 4 — пароперегрівач; 5 — паровий казан; 6 — топкова камера; 7 — пилеугольниє пальники; 8 — паропровід від казана до турбіни; 9 — барабанно-кульовий вугільний млин; 10 — бункер вугільного пилу; 11 — бункер сирого вугілля; 12 — щит управління блоком електростанції; 13 — деаератор; 14 — парова турбіна; 15 — електричний генератор; 16 — електричний повисительний трансформатор; 17 — парові конденсатори; 18 — трубопроводи води, що охолоджує; 19 — конденсатні насоси; 20 — регенеративні підігрівачі низького тиску; 21 — живильний насос; 22 — регенеративні підігрівачі високого тиску; 23 — дутьевой вентилятор; 24 — золоуловлювач; 25 — шлак, зола; ЕЕ — електрична енергія.

Мал. 1. Проста теплова схема КЕС: Т — паливо; У — повітря; УГ — вирушаючі гази; ШЗ — шлаки і зола; ПК — паровий казан; ПЕ — пароперегрівач; ПТ — парова турбіна; Г — електричний генератор; До — конденсатор; КН — конденсатний насос; ПН — живильний насос.