Pierwsza elektrownia cieplna w ZSRR. Historia energii

Definicja

wieża chłodnicza

Specyfikacje

Klasyfikacja

Elektrociepłownia

Urządzenie mini-CHP

Cel mini-CHP

Wykorzystanie ciepła z mini-CHP

Paliwo do mini-CHP

Mini-CHP i ekologia

Silnik z turbiną gazową

Instalacja o cyklu kombinowanym

Zasada działania

Zalety

Rozpościerający się

elektrownia kondensacyjna

Fabuła

Zasada działania

Główne systemy

Wpływ środowiska

Stan aktulany

Wierchnetagilskaja GRES

Kashirskaja GRES

Pskowskaja GRES

Stawropolskaja GRES

Smoleńska GRES

Elektrownia cieplna jest(lub elektrownia cieplna) - elektrownia, która wytwarza energię elektryczną poprzez zamianę energii chemicznej paliwa na energię mechaniczną obrotu wału generatora elektrycznego.

Główne węzły elektrociepłowni to:

Silniki - jednostki napędowe Elektrociepłownia

Generatory elektryczne

Wymienniki ciepła TPP - elektrociepłownie

Wieże chłodnicze.

wieża chłodnicza

Chłodnia (niem. gradieren - zagęszczanie solanki; pierwotnie chłodnie służyły do ​​ekstrakcji soli przez odparowanie) - urządzenie do schładzania dużej ilości wody z ukierunkowanym przepływem powietrza atmosferycznego. Czasami chłodnie kominowe nazywane są również chłodniami kominowymi.

Obecnie chłodnie kominowe stosowane są głównie w systemach zaopatrzenia w wodę obiegową do chłodzenia wymienników ciepła (z reguły w elektrociepłowniach, elektrociepłowniach). W budownictwie lądowym wieże chłodnicze wykorzystywane są w klimatyzacji np. do chłodzenia skraplaczy agregatów chłodniczych, chłodzenia awaryjnych agregatów prądotwórczych. W przemyśle wieże chłodnicze wykorzystywane są do chłodzenia maszyn chłodniczych, wtryskarek do tworzyw sztucznych oraz do chemicznego oczyszczania substancji.

Chłodzenie następuje na skutek parowania części wody, gdy spływa ona cienką warstwą lub spada wzdłuż specjalnego zraszacza, wzdłuż którego doprowadzany jest strumień powietrza w kierunku przeciwnym do ruchu wody. Gdy 1% wody wyparuje, temperatura pozostałej wody spada o 5,48 °C.

Z reguły wieże chłodnicze stosuje się tam, gdzie nie ma możliwości wykorzystania dużych zbiorników do chłodzenia (jeziora, morza). Ponadto ta metoda chłodzenia jest bardziej przyjazna dla środowiska.

Prostą i tanią alternatywą dla chłodni kominowych są stawy rozpryskowe, w których woda jest chłodzona przez zwykłe rozpryskiwanie.

Specyfikacje

Głównym parametrem chłodni jest wartość gęstości nawadniania — określona wartość zużycia wody na 1 m² powierzchni nawadniania.

Główne parametry konstrukcyjne wież chłodniczych są określane na podstawie obliczeń techniczno-ekonomicznych w zależności od objętości i temperatury schłodzonej wody oraz parametrów atmosferycznych (temperatura, wilgotność itp.) w miejscu instalacji.

Korzystanie z chłodni kominowych zimą, zwłaszcza w surowym klimacie, może być niebezpieczne ze względu na możliwość zamarznięcia chłodni. Dzieje się tak najczęściej w miejscu, w którym mroźne powietrze styka się z niewielką ilością ciepłej wody. Aby nie dopuścić do zamarznięcia chłodni, a tym samym jej awarii, konieczne jest zapewnienie równomiernego rozprowadzania schłodzonej wody na powierzchni zraszacza oraz monitorowanie jednakowej gęstości nawadniania w poszczególnych sekcjach chłodni. Dmuchawy są również często narażone na oblodzenie z powodu niewłaściwego użytkowania wieży chłodniczej.

Klasyfikacja

W zależności od typu tryskacza wieże chłodnicze to:

film;

kroplówka;

rozpylać;

Sposób zasilania powietrzem:

wentylator (ciąg jest tworzony przez wentylator);

wieża (trakcję tworzy się za pomocą wysokiej wieży wydechowej);

otwarty (atmosferyczny), wykorzystujący siłę wiatru i naturalną konwekcję, gdy powietrze przepływa przez zraszacz.

Chłodnie wentylatorowe są najbardziej wydajne z technicznego punktu widzenia, ponieważ zapewniają głębsze i lepsze chłodzenie wody, wytrzymują duże specyficzne obciążenia termiczne (jednak wymagają koszty energia elektryczna do napędzania wentylatorów).

Rodzaje

Elektrownie kotłowo-turbinowe

Elektrownie kondensacyjne (GRES)

Elektrociepłownie (elektrownie kogeneracyjne, elektrociepłownie)

Elektrownie z turbinami gazowymi

Elektrownie oparte na elektrociepłowniach

Elektrownie oparte na silnikach tłokowych

Zapłon samoczynny (diesel)

Z zapłonem iskrowym

Połączony cykl

Elektrociepłownia

Elektrociepłownia (CHP) to rodzaj elektrociepłowni, która wytwarza nie tylko energię elektryczną, ale jest również źródłem energii cieplnej w systemy scentralizowane zaopatrzenie w ciepło (w postaci pary i gorącej wody, w tym do zaopatrzenia w ciepłą wodę i ogrzewania obiektów mieszkalnych i przemysłowych). Z reguły elektrociepłownia musi działać zgodnie z harmonogramem grzewczym, to znaczy wytwarzanie energii elektrycznej jest uzależnione od wytwarzania energii cieplnej.

Podczas umieszczania CHP bierze się pod uwagę bliskość odbiorców ciepła w postaci gorącej wody i pary.

Mini kogeneracja

Mini-CHP to mała elektrociepłownia.

Urządzenie mini-CHP

Mini-CHP to elektrociepłownie, które służą do wspólnej produkcji energii elektrycznej i cieplnej w blokach o mocy bloku do 25 MW, niezależnie od rodzaju urządzeń. Obecnie w energetyce cieplnej zagranicznej i krajowej szeroko stosowane są następujące instalacje: przeciwprężne turbiny parowe, kondensacyjne turbiny parowe z odciągiem pary, turbiny gazowe z wodnym lub parowym odzyskiem energii cieplnej, tłokowe gazowe, gazowo-dieslowe i dieslowskie jednostki z odzyskiem ciepła różne systemy te jednostki. Termin elektrociepłownie jest używany jako synonim terminów mini-CHP i CHP, jest jednak szerszy, ponieważ obejmuje wspólną produkcję (ko-wspólną, wytwarzanie-produkcję) różnych produktów, które mogą być zarówno elektryczne i energię cieplną oraz inne produkty, takie jak ciepło i dwutlenek węgla, elektryczność i chłód itp. W rzeczywistości pojęcie trigeneracji, które zakłada produkcję energii elektrycznej, ciepła i chłodu, jest również szczególnym przypadkiem kogeneracji. Charakterystyczną cechą mini-CHP jest bardziej ekonomiczne wykorzystanie paliwa dla wytwarzanych rodzajów energii w porównaniu z ogólnie przyjętymi odrębnymi sposobami ich wytwarzania. Wynika to z faktu, że Elektryczność w skali kraju produkowany jest głównie w obiegach kondensacyjnych elektrowni cieplnych i jądrowych, które mają sprawność elektryczną 30-35% przy braku ciepła nabywca. W rzeczywistości o takim stanie rzeczy decyduje istniejący stosunek obciążeń elektrycznych i cieplnych osiedli, ich odmienny charakter zmian w ciągu roku, a także niemożność przesyłania energii cieplnej na duże odległości, w przeciwieństwie do energii elektrycznej.

W skład modułu mini-CHP wchodzi gazowa turbina tłokowa, turbina gazowa lub silnik wysokoprężny, generator Elektryczność, wymiennik ciepła do odzyskiwania ciepła z wody podczas chłodzenia silnika, oleju i spalin. Kocioł ciepłej wody jest zwykle dodawany do mini-CHP, aby skompensować obciążenie cieplne w godzinach szczytu.

Cel mini-CHP

Głównym celem mini-CHP jest wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej z różnego rodzaju paliwo.

Koncepcja budowy mini-CHP w bliskim sąsiedztwie nabywca ma szereg zalet (w porównaniu z dużymi elektrociepłowniami):

unika wydatki o zaletach konstrukcyjnych stojących i niebezpiecznych linii wysokiego napięcia (TL);

straty podczas przenoszenia mocy są wykluczone;

eliminuje konieczność ponoszenia kosztów finansowych na wdrożenie specyfikacje połączyć się z sieciami

scentralizowane zasilanie;

nieprzerwane dostawy energii elektrycznej do nabywcy;

zasilanie wysokiej jakości energią elektryczną, zgodność z określonymi wartościami napięcia i częstotliwości;

ewentualnie osiąganie zysku.

We współczesnym świecie budowa mini-CHP nabiera tempa, zalety są oczywiste.

Wykorzystanie ciepła z mini-CHP

Istotną część energii spalania paliw w produkcji energii elektrycznej stanowi energia cieplna.

Istnieją opcje wykorzystania ciepła:

bezpośrednie wykorzystanie energii cieplnej przez odbiorców końcowych (kogeneracja);

zaopatrzenie w ciepłą wodę (CWU), ogrzewanie, potrzeby technologiczne (para);

częściowa konwersja energii cieplnej na energię zimną (trigeneracja);

zimno jest wytwarzane przez absorpcyjną maszynę chłodniczą, która zużywa nie energię elektryczną, ale energię cieplną, co pozwala na dość efektywne wykorzystanie ciepła latem do klimatyzacji lub potrzeb technologicznych;

Paliwo do mini-CHP

Rodzaje stosowanego paliwa

gaz: główny, Gazu ziemnego skroplone i inne gazy palne;

paliwo płynne: olej napędowy, biodiesel i inne palne ciecze;

paliwo stałe: węgiel, drewno, torf i inne rodzaje biopaliw.

Najbardziej wydajne i niedrogie paliwo w Federacja Rosyjska jest kręgosłupem Gazu ziemnego, a także związany z nim gaz.

Mini-CHP i ekologia

Wykorzystywanie ciepła odpadowego z silników elektrowni do celów praktycznych jest charakterystyczną cechą mini-CHP i nazywa się kogeneracją (kogeneracją).

Łączna produkcja dwóch rodzajów energii w mini-CHP przyczynia się do znacznie bardziej przyjaznego dla środowiska wykorzystania paliwa w porównaniu z odrębną generacją energii elektrycznej i ciepła w kotłowniach.

Zastępując kotłownie, które nieracjonalnie zużywają paliwo i zanieczyszczają atmosferę miast i miasteczek, mini-CHP przyczynia się nie tylko do znacznych oszczędności paliwa, ale także do poprawy czystości niecki powietrza i poprawy ogólnego stanu środowiska.

Źródło energii dla mini-CHP z tłokiem gazowym i turbiną gazową z reguły. Naturalne lub powiązane gazowe paliwo organiczne, które nie zanieczyszcza atmosfery emisją substancji stałych

Silnik z turbiną gazową

Silnik turbogazowy (GTE, TRD) to silnik cieplny, w którym gaz jest sprężany i podgrzewany, a następnie energia sprężonego i podgrzanego gazu zamieniana jest na energię mechaniczną. Praca na wale turbiny gazowej. W przeciwieństwie do silnika tłokowego, w silniku z turbiną gazową procesy występują w poruszającym się strumieniu gazu.

Sprężone powietrze atmosferyczne ze sprężarki dostaje się do komory spalania, tam też dostarczane jest paliwo, które po spaleniu tworzy pod wysokim ciśnieniem dużą ilość produktów spalania. Następnie w turbinie gazowej energia gazowych produktów spalania zamieniana jest na energię mechaniczną. Praca ze względu na obrót łopatek przez strumień gazu, którego część zużywana jest na sprężanie powietrza w sprężarce. Reszta pracy jest przekazywana do napędzanej jednostki. Praca pochłonięta przez tę jednostkę to praca użyteczna silnika turbogazowego. Silniki turbogazowe mają najwyższą moc właściwą spośród silników spalinowych, do 6 kW/kg.

pierwotniaki silnik turbiny gazowej posiada tylko jedną turbinę, która napędza sprężarkę i jednocześnie jest źródłem użytecznej mocy. Nakłada to ograniczenie na tryby pracy silnika.

Czasami silnik jest wielowałowy. W tym przypadku jest kilka turbin połączonych szeregowo, z których każda napędza własny wał. Turbina wysokociśnieniowa (pierwsza za komorą spalania) zawsze napędza sprężarkę silnika, a kolejne mogą napędzać zarówno obciążenie zewnętrzne (śmigła helikoptera lub statku, potężne prądnice itp.) jak i dodatkowe sprężarki silnika umieszczone z przodu głównego.

Zaletą silnika wielowałowego jest to, że każda turbina pracuje z optymalną prędkością i obciążeniem. Korzyść Obciążenie napędzane z wału silnika jednowałowego miałoby bardzo słabą reakcję silnika, czyli zdolność do szybkiego rozkręcenia, ponieważ turbina musi dostarczać moc zarówno po to, aby dostarczyć silnikowi dużą ilość powietrza (moc jest ograniczone przez ilość powietrza) oraz w celu przyspieszenia obciążenia. Przy schemacie z dwoma wałami lekki wirnik wysokociśnieniowy szybko wchodzi w tryb, zapewniając silnikowi powietrze i turbinę niskie ciśnienie dużo gazu do przyspieszenia. Możliwe jest również użycie rozrusznika o mniejszej mocy do przyspieszania, gdy uruchamiany jest tylko wirnik wysokociśnieniowy.

Instalacja o cyklu kombinowanym

Elektrociepłownia - elektrociepłownia służąca do produkcji ciepła i energii elektrycznej. Różni się od elektrowni parowych i turbin gazowych zwiększoną wydajnością.

Zasada działania

Elektrownia gazowo-parowa składa się z dwóch oddzielnych jednostek: elektrowni parowej i turbiny gazowej. W instalacji turbiny gazowej turbina jest obracana przez gazowe produkty spalania paliwa. Paliwem może być gaz ziemny lub produkty naftowe. przemysł (olej opałowy, solarium). Na tym samym wale z turbiną znajduje się pierwszy generator, który dzięki obrotowi wirnika wytwarza prąd elektryczny. Przechodząc przez turbinę gazową produkty spalania oddają jej tylko część swojej energii i nadal mają wysoką temperaturę na wylocie turbiny gazowej. Produkty spalania z wylotu turbiny gazowej trafiają do elektrowni parowej do kotła odzysknicowego, gdzie podgrzewają wodę i powstałą parę. Temperatura produktów spalania jest wystarczająca do doprowadzenia pary do stanu wymaganego do pracy w turbinie parowej (temperatura spalin ok. 500 stopni Celsjusza pozwala na otrzymanie pary przegrzanej pod ciśnieniem ok. 100 atmosfer). Turbina parowa napędza drugi generator elektryczny.

Zalety

Instalacje o cyklu kombinowanym mają sprawność elektryczną około 51-58%, podczas gdy w przypadku oddzielnie pracujących elektrowni parowych lub turbin gazowych jej sprawność waha się w granicach 35-38%. To nie tylko zmniejsza zużycie paliwa, ale także zmniejsza emisje gazów cieplarnianych.

Ponieważ elektrownie pracujące w cyklu łączonym wydajniej pobierają ciepło z produktów spalania, możliwe jest spalanie paliwa w wyższych temperaturach, co skutkuje niższą emisją tlenków azotu do atmosfery niż w przypadku innych typów instalacji.

Stosunkowo niski koszt produkcji.

Rozpościerający się

Pomimo tego, że zalety cyklu parowo-gazowego zostały po raz pierwszy udowodnione już w latach 50. przez sowieckiego akademika Christianowicza, tego typu instalacje energetyczne nie otrzymały Federacja Rosyjska szerokie zastosowanie. W ZSRR zbudowano kilka eksperymentalnych CCGT. Przykładem są bloki energetyczne o mocy 170 MW w GRES Nevinnomysskaya oraz o mocy 250 MW w GRES Moldavskaya. W ostatnich latach w Federacja Rosyjska uruchomiono szereg potężnych bloków parowo-gazowych. Pomiędzy nimi:

2 bloki energetyczne o mocy 450 MW każdy w elektrociepłowni Severo-Zapadnaya w St. Petersburgu;

1 blok energetyczny o mocy 450 MW w Elektrociepłowni Kaliningrad-2;

1 blok gazowo-parowy o mocy 220 MW w EC Tiumeń-1;

2 CCGT o mocy 450 MW w EC-27 i 1 CCGT w EC-21 w Moskwie;

1 blok gazowo-parowy o mocy 325 MW w GRES Iwanowskaja;

2 bloki energetyczne o mocy 39 MW każdy w Sochinskaya TPP

Od września 2008 r. kilka CCGT znajduje się na różnych etapach projektowania lub budowy w Federacji Rosyjskiej.

W Europie i USA podobne instalacje działają w większości elektrociepłowni.

elektrownia kondensacyjna

Elektrownia kondensacyjna (CPP) — Elektrociepłownia produkująca wyłącznie energię elektryczną. Historycznie otrzymała nazwę „GRES” – państwowa elektrownia regionalna. Z biegiem czasu termin „GRES” stracił swoje pierwotne znaczenie („powiat”) i nie nowoczesne rozumienie oznacza z reguły elektrownię kondensacyjną (CPP) o dużej mocy (tys. MW) pracującą w połączonym systemie energetycznym wraz z innymi dużymi elektrowniami. Należy jednak pamiętać, że nie wszystkie stacje, które mają w nazwie skrót „GRES” są kondensacyjne, część z nich funkcjonuje jako elektrociepłownie.

Fabuła

Pierwszy GRES „Electroperedachi”, dzisiejszy „GRES-3”, został zbudowany pod Moskwą w mieście Elektrogorsk w latach 1912-1914. z inicjatywy inżyniera R.E. Klassona. Głównym paliwem jest torf o mocy 15 MW. W latach dwudziestych plan GOELRO przewidywał budowę kilku elektrociepłowni, z których najbardziej znana jest Kashirskaya GRES.

Zasada działania

Woda podgrzana w kotle parowym do stanu pary przegrzanej (520-565 stopni Celsjusza) obraca się turbina parowa napędzanie turbogeneratora.

Nadmiar ciepła oddawany jest do atmosfery (pobliskich zbiorników wodnych) poprzez agregaty kondensacyjne, w przeciwieństwie do elektrociepłowni, które przekazują nadmiar ciepła na potrzeby pobliskich obiektów (np. ogrzewania domów).

Elektrownia kondensacyjna zwykle pracuje w cyklu Rankine'a.

Główne systemy

IES to kompleksowy kompleks energetyczny składający się z budynków, konstrukcji, urządzeń energetycznych i innych, rurociągów, armatury, oprzyrządowania i automatyki. Główne systemy IES to:

kotłownia;

instalacja turbin parowych;

oszczędność paliwa;

system usuwania popiołu i żużla, oczyszczanie spalin;

część elektryczna;

zaopatrzenie w wodę techniczną (w celu usunięcia nadmiaru ciepła);

uzdatnianie chemiczne i system uzdatniania wody.

W trakcie projektowania i budowy IES jego systemy zlokalizowane są w budynkach i konstrukcjach kompleksu, przede wszystkim w budynku głównym. Podczas pracy IES personel zarządzający systemami z reguły łączony jest w warsztaty (kotłownia-turbina, elektryka, zaopatrzenie w paliwo, chemiczne uzdatnianie wody, automatyka cieplna itp.).

Kotłownia zlokalizowana jest w kotłowni budynku głównego. W południowych regionach Federacji Rosyjskiej kotłownia może być otwarta, to znaczy bez ścian i dachów. Instalacja składa się z kotłów parowych (wytwornic pary) oraz rurociągów parowych. Para z kotłów jest przekazywana do turbin rurociągami pary świeżej. Rury parowe różnych kotłów zwykle nie są usieciowane. Taki schemat nazywa się „blokem”.

Elektrownia parowa zlokalizowana jest w maszynowni oraz w sekcji odgazowywacza (bunkier-odgazowywacz) budynku głównego. Obejmuje:

turbiny parowe z generatorem elektrycznym na jednym wale;

skraplacz, w którym para, która przeszła przez turbinę, jest kondensowana do postaci wody (kondensatu);

pompy kondensatu i zasilające, które zwracają kondensat (wodę zasilającą) do kotłów parowych;

nagrzewnice rekuperacyjne nisko i wysokociśnieniowe (LPH i HPH) - wymienniki ciepła, w których woda zasilająca jest podgrzewana poprzez wyciąg pary z turbiny;

odgazowywacz (służący również jako HDPE), w którym woda jest oczyszczana z zanieczyszczeń gazowych;

rurociągi i systemy pomocnicze.

Oszczędność paliwa ma różny skład w zależności od głównego paliwa, dla którego zaprojektowano IES. W przypadku IES opalanych węglem ekonomia paliwowa obejmuje:

urządzenie do rozmrażania (tzw. „teplyak” lub „szopa”) do rozmrażania węgla w otwartych wagonach gondoli;

urządzenie rozładowcze (najczęściej wywrotka wagonowa);

magazyn węgla obsługiwany za pomocą dźwigu chwytakowego lub specjalnej maszyny przeładunkowej;

kruszarka do wstępnego przemiału węgla;

przenośniki do przemieszczania węgla;

systemy aspiracji, systemy blokujące i inne systemy pomocnicze;

system proszkowania, w tym młyny kulowe, walcowe lub młotkowe.

Instalacja proszkowa oraz bunkier węglowy znajdują się w przedziale bunkra i odgazowywacza budynku głównego, reszta urządzeń zasilających paliwo znajduje się na zewnątrz budynku głównego. Od czasu do czasu urządza się centralną instalację pyłową. Magazyn węgla liczony jest na 7-30 dni ciągła praca MSE. Część urządzeń doprowadzających paliwo jest zarezerwowana.

Oszczędność paliwa IES zasilanego gazem ziemnym jest najprostsza: obejmuje punkt dystrybucji gazu i gazociągi. Jednak w takich elektrowniach, jako źródło zapasowe lub sezonowe, olej opałowy w związku z tym organizowana jest gospodarka czarnego oleju. Przy elektrowniach węglowych budowane są również instalacje naftowe, gdzie są one wykorzystywane do rozpalania kotłów. Przemysł naftowy obejmuje:

urządzenie odbiorcze i opróżniające;

magazynowanie oleju opałowego ze zbiornikami stalowymi lub żelbetowymi;

olej opałowy przepompownia z grzałkami i filtrami oleju opałowego;

rurociągi z zaworami odcinającymi i sterującymi;

systemy przeciwpożarowe i inne systemy pomocnicze.

System odpopielania i żużla jest zainstalowany tylko w elektrowniach węglowych. Zarówno popiół, jak i żużel są niepalnymi pozostałościami węgla, ale żużel powstaje bezpośrednio w piecu kotłowym i jest usuwany przez otwór spustowy (otwór w kopalni żużla), a popiół jest odprowadzany spalinami i już wychwytywany na wylocie kotła. Cząsteczki popiołu są znacznie mniejsze (około 0,1 mm) niż kawałki żużla (do 60 mm). Systemy usuwania popiołu mogą być hydrauliczne, pneumatyczne lub mechaniczne. Najpopularniejszy system recyrkulacyjnego hydraulicznego usuwania popiołu i żużla składa się z urządzeń płuczących, kanałów, pomp bagerowych, rurociągów szlamowych, składowisk popiołu i żużla, pompowni i przewodów wody oczyszczonej.

Emisja spalin do atmosfery jest najgroźniejszym oddziaływaniem elektrociepłowni na środowisko. W celu wychwytywania popiołu ze spalin za dmuchawami instalowane są różnego rodzaju filtry (cyklony, skrubery, elektrofiltry, filtry workowe), zatrzymujące 90-99% cząstek stałych. Nie nadają się jednak do oczyszczania dymu ze szkodliwych gazów. za granicą i w kraju Ostatnio oraz w elektrowniach przydomowych (w tym gazowo-olejowych) instalować instalacje odsiarczania gazów wapnem lub wapieniem (tzw. deSOx) oraz katalitycznej redukcji tlenków azotu amoniakiem (deNOx). Oczyszczone spaliny wyrzucane są przez oddymiacz do komina, którego wysokość określa się na podstawie warunków rozpraszania pozostałych szkodliwych zanieczyszczeń w atmosferze.

Część elektryczna SWI przeznaczona jest do wytwarzania energii elektrycznej i jej dystrybucji do odbiorców. W generatorach IES powstaje trójfazowy prąd elektryczny o napięciu zwykle 6-24 kV. Ponieważ wraz ze wzrostem napięcia straty energii w sieciach są znacznie zmniejszone, bezpośrednio po generatorach instalowane są transformatory zwiększające napięcie do 35, 110, 220, 500 lub więcej kV. Transformatory są instalowane na zewnątrz. Część energii elektrycznej zużywana jest na potrzeby własne elektrowni. Podłączanie i odłączanie linii elektroenergetycznych wychodzących do podstacji i odbiorców odbywa się na otwartych lub zamkniętych rozdzielnicach (OSG, ZRU) wyposażonych w wyłączniki zdolne do łączenia i przerywania obwodu elektrycznego wysokiego napięcia bez tworzenia łuku elektrycznego.

System zaopatrzenia w wodę użytkową dostarcza dużą ilość zimnej wody do chłodzenia skraplaczy turbin. Systemy dzielą się na przepływ bezpośredni, odwrócony i mieszany. W systemach z jednorazowym przepływem woda jest pobierana przez pompy z naturalnego źródła (najczęściej z rzeki) i po przejściu przez skraplacz jest odprowadzana z powrotem. Jednocześnie woda nagrzewa się o ok. 8-12°C, co w niektórych przypadkach zmienia stan biologiczny zbiorników. W systemach obiegowych woda krąży pod wpływem pomp obiegowych i jest chłodzona powietrzem. Chłodzenie może odbywać się na powierzchni zbiorników chłodzących lub w sztucznych konstrukcjach: basenach natryskowych lub chłodniach kominowych.

Na obszarach niskowodnych zamiast technicznego wodociągu stosuje się systemy kondensacji powietrza (suche chłodnie kominowe), które są chłodnicą powietrza z naturalnym lub sztucznym ciągiem. Taka decyzja jest zwykle wymuszona, ponieważ są one droższe i mniej wydajne pod względem chłodzenia.

System chemicznego uzdatniania wody zapewnia chemiczne oczyszczanie i głębokie odsalanie wody wpływającej do kotłów parowych i turbin parowych w celu uniknięcia osadów na wewnętrznych powierzchniach urządzeń. Zazwyczaj filtry, zbiorniki i instalacje odczynników do uzdatniania wody znajdują się w budynku pomocniczym IES. Ponadto w elektrociepłowniach powstają wielostopniowe systemy oczyszczania ścieków zanieczyszczonych produktami naftowymi, olejami, wodą do mycia i mycia urządzeń, spływami burzowymi i wytopowymi.

Wpływ środowiska

Wpływ na atmosferę. Podczas spalania paliwa zużywana jest duża ilość tlenu i uwalniana jest znaczna ilość produktów spalania, takich jak popiół lotny, gazowe tlenki siarki i azotu, z których niektóre mają wysoką aktywność chemiczną.

Wpływ na hydrosferę. Przede wszystkim odprowadzanie wody ze skraplaczy turbin, a także ścieków przemysłowych.

Wpływ na litosferę. Do zakopania dużych mas popiołu potrzeba dużo miejsca. Zanieczyszczenia te są redukowane poprzez zastosowanie popiołu i żużla jako materiałów budowlanych.

Stan aktulany

Obecnie na terenie Federacji Rosyjskiej funkcjonują typowe GRES o mocy 1000-1200, 2400, 3600 MW oraz kilka unikalnych jednostek o mocy 150, 200, 300, 500, 800 i 1200 MW. Wśród nich są następujące GRES (które są częścią WGC):

Verkhnetagilskaya GRES - 1500 MW;

Iriklinskaja GRES - 2430 MW;

GRES Kashirskaja - 1910 MW;

GRES Niżniewartowskaja - 1600 MW;

Permskaja GRES - 2400 MW;

Urengojskaja GRES - 24 MW.

Pskowskaja GRES - 645 MW;

Sierowskaja GRES - 600 MW;

Stawropolskaja GRES - 2400 MW;

Surgutskaja GRES-1 - 3280 MW;

Troicka GRES - 2060 MW.

Gusinoozyorskaya GRES - 1100 MW;

Kostromskaja GRES - 3600 MW;

Peczorskaja GRES - 1060 MW;

Charanorskaja GRES - 430 MW;

Cherepetskaya GRES - 1285 MW;

GRES Jużnouralskaja - 882 MW.

Berezowskaja GRES - 1500 MW;

Smoleńskaja GRES - 630 MW;

Surgutskaja GRES-2 - 4800 MW;

Szaturskaja GRES - 1100 MW;

Yaivinskaya GRES - 600 MW.

Konakowskaja GRES - 2400 MW;

Nevinnomysskaya GRES - 1270 MW;

Reftinskaja GRES - 3800 MW;

Sredneuralskaja GRES - 1180 MW.

Kirishskaya GRES - 2100 MW;

Krasnojarsk GRES-2 - 1250 MW;

Nowoczerkaskaja GRES - 2400 MW;

Ryazanskaya GRES (bloki nr 1-6 – 2650 MW i blok nr 7 (dawny GRES-24, który stał się częścią Ryazanskaya GRES – 310 MW) – 2960 MW);

Cherepovetskaya GRES - 630 MW.

Wierchnetagilskaja GRES

Verkhnetagilskaya GRES to elektrownia cieplna w Verkhny Tagil (obwód swierdłowski), działająca w ramach OGK-1. Działa od 29 maja 1956 r.

Stacja składa się z 11 bloków energetycznych o mocy elektrycznej 1497 MW oraz bloku ciepłowniczego 500 Gcal/h. Paliwo stacyjne: gaz ziemny (77%), węgiel(23%). Liczba personelu wynosi 1119 osób.

Budowę stacji o mocy projektowej 1600 MW rozpoczęto w 1951 roku. Celem budowy było zaopatrzenie w energię cieplną i elektryczną Zakładu Elektrochemicznego Nowouralsk. W 1964 r. elektrownia osiągnęła moc projektową.

W celu poprawy zaopatrzenia w ciepło miast Verkhny Tagil i Novouralsk wyprodukowano następujące stacje:

Cztery turbozespoły kondensacyjne K-100-90(VK-100-5) LMZ zostały wymienione na turbiny kogeneracyjne T-88/100-90/2,5.

TG-2,3,4 są wyposażone w grzejniki sieciowe typu PSG-2300-8-11 do ogrzewania wody sieciowej w schemacie ciepłowniczym Nowouralska.

TG-1.4 jest wyposażony w grzejniki sieciowe do dostarczania ciepła do Verkhny Tagil i terenu przemysłowego.

Wszystkie prace zostały wykonane według projektu KhF TsKB.

W nocy z 3-4 stycznia 2008 r. na Surgutskaya GRES-2 doszło do wypadku: częściowe zawalenie się dachu nad szóstym blokiem energetycznym o mocy 800 MW doprowadziło do wyłączenia dwóch bloków energetycznych. Sytuację komplikował fakt, że kolejny blok energetyczny (nr 5) był w trakcie remontu: w efekcie zatrzymano bloki nr 4, 5, 6. Wypadek ten został zlokalizowany do 8 stycznia. Przez cały ten czas GRES pracował w szczególnie intensywnym trybie.

Do 2010 i 2013 roku planowana jest budowa dwóch nowych bloków energetycznych (paliwo - gaz ziemny).

W GRES istnieje problem emisji do środowiska. OGK-1 podpisało umowę z Centrum Inżynierii Energetycznej Uralu na 3,068 mln rubli, która przewiduje opracowanie projektu przebudowy kotła w Verkhnetagilskaya GRES, co doprowadzi do zmniejszenia emisji do zgodności z normami MPE .

Kashirskaja GRES

Kashirskaya GRES im. G. M. Krzhizhanovsky'ego w mieście Kashira w obwodzie moskiewskim, nad brzegiem rzeki Oka.

Dworzec historyczny, wybudowany pod osobistym nadzorem V. I. Lenina według planu GOELRO. W momencie uruchomienia elektrownia o mocy 12 MW była drugą co do wielkości elektrownią w Europa.

Stacja została wybudowana według planu GOELRO, budowa prowadzona była pod osobistym nadzorem V.I. Lenina. Został zbudowany w latach 1919-1922, do budowy na miejscu wsi Ternovo wzniesiono osiedle robocze Nowokaszyrsk. Uruchomiona 4 czerwca 1922 r. stała się jedną z pierwszych radzieckich regionalnych elektrowni cieplnych.

Pskowskaja GRES

Pskovskaya GRES to elektrownia okręgu państwowego, położona 4,5 km od osiedla miejskiego Dedovichi, centrum powiatowego obwodu pskowskiego, na lewym brzegu rzeki Szelon. Od 2006 roku jest filią OAO OGK-2.

Linie wysokiego napięcia łączą GRES Pskowski z Białorusią, Łotwą i Litwą. Organizacja macierzysta uważa to za zaletę: istnieje kanał eksportu zasobów energetycznych, który jest aktywnie wykorzystywany.

Moc zainstalowana GRES to 430 MW, w skład którego wchodzą dwa wysoce zwrotne bloki energetyczne o mocy 215 MW każdy. Te bloki energetyczne zostały zbudowane i uruchomione w 1993 i 1996 roku. Inicjał korzyść Pierwszy etap obejmował budowę trzech bloków energetycznych.

Głównym rodzajem paliwa jest gaz ziemny, wchodzi do stacji odgałęzieniem głównego gazociągu eksportowego. Jednostki napędowe zostały pierwotnie zaprojektowane do pracy na mielonym torfie; zostały zrekonstruowane zgodnie z projektem VTI do spalania gazu ziemnego.

Koszt energii elektrycznej na potrzeby własne to 6,1%.

Stawropolskaja GRES

Stavropolskaya GRES to elektrownia cieplna Federacji Rosyjskiej. Znajduje się w mieście Solnechnodolsk, terytorium Stawropola.

Załadunek elektrowni umożliwia eksport energii elektrycznej za granicę: do Gruzji i Azerbejdżanu. Jednocześnie zagwarantowane jest utrzymanie przepływów w szkieletowej sieci elektrycznej Zjednoczonego Systemu Energetycznego Południa na akceptowalnym poziomie.

Część hurtowego generowania organizacje nr 2 (SA "OGK-2").

Koszt energii elektrycznej na potrzeby własne stacji wynosi 3,47%.

Głównym paliwem stacji jest gaz ziemny, ale olej opałowy może być wykorzystywany jako paliwo rezerwowe i awaryjne. Bilans paliw na rok 2008: gaz - 97%, olej opałowy - 3%.

Smoleńska GRES

Smolenskaya GRES to elektrownia cieplna Federacji Rosyjskiej. Część hurtowego generowania firmy nr 4 (JSC "OGK-4") od 2006 roku.

12 stycznia 1978 r. oddano do użytku pierwszy blok państwowej elektrowni obwodowej, którego projektowanie rozpoczęto w 1965 r., a budowę w 1970 r. Stacja znajduje się we wsi Ozerny, obwód duchowski, obwód smoleński. Początkowo jako paliwo miała wykorzystywać torf, ale ze względu na zaległości w budowie zakładów wydobycia torfu stosowano inne rodzaje paliwa (obwód moskiewski węgiel, węgiel Inta, łupek, węgiel Khakas). Łącznie wymieniono 14 rodzajów paliwa. Od 1985 roku definitywnie ustalono, że energia będzie pozyskiwana z gazu ziemnego i węgla.

Obecna moc zainstalowana GRES wynosi 630 MW.

Źródła

Ryzhkin V. Ya Elektrownie cieplne. Wyd. V. Ya Girshfeld. Podręcznik dla szkół średnich. Wydanie trzecie, poprawione. i dodatkowe — M.: Energoatomizdat, 1987. — 328 s.

http://ru.wikipedia.org/

Encyklopedia inwestora. 2013 .

Synonimy: Słownik synonimów

Elektrociepłownia- - PL elektrociepłownia Elektrownia produkująca zarówno energię elektryczną, jak i ciepłą wodę dla miejscowej ludności. Elektrociepłownia (CHP) może pracować na prawie … Podręcznik tłumacza technicznego

Elektrociepłownia- šiluminė elektrinė statusas T sritis fizika atitikmenys: engl. elektrociepłownia; elektrownia parowa vok. Wärmekraftwerk, n rus. elektrociepłownia, f; elektrociepłownia, f pranc. centralna elektrotermia, f; termika centralna, f; używać… … Fizikos terminų žodynas

Elektrociepłownia- elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownia, elektrociepłownie, ..... . Formy słowne - i; dobrze. Przedsiębiorstwo, które wytwarza energię elektryczną i ciepło... słownik encyklopedyczny

Nie można sobie wyobrazić współczesnego życia bez elektryczności i ciepła. Otaczający nas dzisiaj komfort materialny oraz dalszy rozwój myśli ludzkiej są ściśle związane z wynalezieniem elektryczności i wykorzystaniem energii.

Od czasów starożytnych ludzie potrzebowali siły, a dokładniej silników, które dawałyby im większą siłę ludzką, aby budować domy, uprawiać ziemię i rozwijać nowe terytoria.

Pierwsze akumulatory piramid

W piramidach starożytnego Egiptu naukowcy odkryli naczynia przypominające baterie. W 1937 roku podczas wykopalisk w pobliżu Bagdadu niemiecki archeolog Wilhelm Koenig odkrył gliniane słoje z miedzianymi cylindrami w środku. Cylindry te mocowano na dnie naczyń glinianych warstwą żywicy.

Po raz pierwszy zjawiska, które dziś nazywane są elektrycznością, zauważono w starożytnych Chinach, Indiach, a później w starożytnej Grecji. Starożytny grecki filozof Tales z Miletu w VI wieku p.n.e. zauważył zdolność bursztynu, nacieranego futrem lub wełną, do przyciągania kawałków papieru, puchu i innych lekkich ciał. Od greckiej nazwy bursztynu – „elektron” – zjawisko to zaczęto nazywać elektryfikacją.

Dziś nie będzie nam trudno rozwikłać „tajemnicę” bursztynu nacieranego wełną. Rzeczywiście, dlaczego bursztyn jest naelektryzowany? Okazuje się, że podczas pocierania wełny o bursztyn, na jej powierzchni pojawia się nadmiar elektronów i powstaje ujemny ładunek elektryczny. Niejako „odbieramy” elektrony atomom wełny i przenosimy je na powierzchnię bursztynu. Pole elektryczne wytworzone przez te elektrony przyciąga papier. Jeśli zamiast bursztynu robione jest szkło, to tutaj obserwuje się inny obraz. Pocierając szkło jedwabiem, „usuwamy” elektrony z jego powierzchni. W rezultacie na szkle brakuje elektronów i szkło staje się naładowane dodatnio. Następnie, aby odróżnić te opłaty, zaczęto je konwencjonalnie oznaczać znakami, które przetrwały do ​​​​dziś, minus i plus.

Opisywanie niesamowite właściwości bursztyn w poetyckich legendach, starożytni Grecy nigdy nie kontynuowali jego badań. Na kolejny przełom w podboju darmowej energii ludzkość musiała czekać wiele stuleci. Ale kiedy mimo wszystko został ukończony, świat dosłownie się zmienił. Powrót w trzecim tysiącleciu pne. ludzie używali żagli do łodzi, ale dopiero w VII wieku. OGŁOSZENIE wynalazł wiatrak ze skrzydłami. Rozpoczęła się historia turbin wiatrowych. Koła wodne były używane na Nilu, Efracie, Jangcy do podnoszenia wody, ich niewolnicy obracali się. Do XVII wieku głównymi rodzajami silników były koła wodne i wiatraki.

Wiek odkryć

Historia prób użycia pary zapisuje nazwiska wielu naukowców i wynalazców. Tak więc Leonardo da Vinci pozostawił 5000 stron naukowych i opisy techniczne, rysunki, szkice różnych urządzeń.

Gianbattista della Porta badał powstawanie pary wodnej z wody, co było ważne dla dalszego wykorzystania pary w silnikach parowych, badał właściwości magnesu.

W 1600 roku nadworny lekarz angielskiej królowej Elżbiety William Gilbert badał wszystko, co starożytni ludzie wiedzieli o właściwościach bursztynu, a on sam prowadził eksperymenty z bursztynem i magnesami.

Kto wynalazł elektryczność?

Termin „elektryczność” został wprowadzony przez angielskiego przyrodnika, lekarza królowej Elżbiety Williama Gilberta. Po raz pierwszy użył tego słowa w swoim traktacie O magnesie, ciałach magnetycznych i wielkim magnesie, Ziemi, w 1600 roku. Naukowiec wyjaśnił działanie kompasu magnetycznego, a także opisał niektóre eksperymenty z naelektryzowanymi ciałami.

Ogólnie rzecz biorąc, w XVI-XVII wieku zgromadzono nie tyle praktyczną wiedzę na temat elektryczności, ale wszystkie odkrycia były zwiastunami prawdziwego duże zmiany. Były to czasy, kiedy eksperymenty z elektrycznością przeprowadzali nie tylko naukowcy, ale także farmaceuci, lekarze, a nawet monarchowie.

Jednym z eksperymentów francuskiego fizyka i wynalazcy Denisa Papina było stworzenie próżni w zamkniętym cylindrze. W połowie lat siedemdziesiątych XVII wieku w Paryżu pracował z holenderskim fizykiem Christianem Huygensem nad maszyną, która wypychała powietrze z cylindra, eksplodując w nim proch strzelniczy.

W 1680 r. Denis Papin przybył do Anglii i stworzył wersję tego samego cylindra, w której uzyskał pełniejszą próżnię za pomocą wrzącej wody, która skondensowała się w cylindrze. W ten sposób był w stanie podnieść ciężar przymocowany do tłoka za pomocą liny przerzuconej przez bloczek.

System działał jak demo, ale aby powtórzyć proces, cała aparatura musiała zostać zdemontowana i ponownie złożona. Papen szybko zdał sobie sprawę, że aby zautomatyzować cykl, para musiała być produkowana oddzielnie w kotle. Francuski naukowiec wynalazł kocioł parowy z dźwigniowym zaworem bezpieczeństwa.

W 1774 roku Watt James w wyniku szeregu eksperymentów stworzył unikalny silnik parowy. Aby zapewnić działanie silnika, zastosował regulator odśrodkowy połączony z przepustnicą na linii wylotowej pary. Watt szczegółowo przestudiował pracę pary w cylindrze, najpierw projektując w tym celu wskaźnik.

W 1782 Watt otrzymał angielski patent na silnik parowy rozprężny. Wprowadził również pierwszą jednostkę mocy - koni mechanicznych (później inna jednostka mocy - wat) została nazwana jego imieniem. Silnik parowy Watta, dzięki swojej wydajności, stał się powszechny i ​​odegrał ogromną rolę w przejściu do produkcji maszynowej.

Włoski anatom Luigi Galvani opublikował w 1791 r. Traktat o mocy elektryczności w ruchu mięśni.

To odkrycie po 121 latach dało impuls do badania ludzkiego ciała za pomocą prądów bioelektrycznych. Chore narządy zostały znalezione podczas badania ich sygnałów elektrycznych. Pracy dowolnego narządu (serca, mózgu) towarzyszą biologiczne sygnały elektryczne, które mają swoją własną formę dla każdego narządu. Jeśli narząd nie jest w porządku, sygnały zmieniają swój kształt, a porównując sygnały „zdrowe” i „chore”, znajdują się przyczyny choroby.

Eksperymenty Galvaniego skłoniły profesora Uniwersytetu Tessin Alessandro Voltę do wynalezienia nowego źródła energii elektrycznej. Eksperymenty Galvaniego z żabą i różnymi metalami dał inne wyjaśnienie, udowodnił, że zjawiska elektryczne obserwowane przez Galvaniego można wytłumaczyć tylko tym, że pewna para różnych metali, oddzielona warstwą specjalnej cieczy przewodzącej prąd elektryczny, służy jako źródło prądu elektrycznego płynącego przez zamknięte przewody obwodu zewnętrznego. Ta teoria, opracowana przez Voltę w 1794 roku, umożliwiła stworzenie pierwszego na świecie źródła prądu elektrycznego, które nazwano kolumną Voltaic.

Był to zestaw płytek z dwóch metali, miedzi i cynku, oddzielonych płatami filcu nasączonymi solą fizjologiczną lub zasadą. Volta stworzył urządzenie zdolne do elektryzowania ciał za pomocą energii chemicznej, a w konsekwencji wspomagania ruchu ładunków w przewodniku, czyli prądu elektrycznego. Skromny Volta nazwał swój wynalazek na cześć Galvaniego „elementem galwanicznym”, a płynący z niego prąd elektryczny – „prądem galwanicznym”.

Pierwsze prawa elektrotechniki

Na początku XIX wieku eksperymenty z prądem elektrycznym przyciągnęły uwagę naukowców z różnych krajów. W 1802 r. włoski naukowiec Romagnosi odkrył odchylenie igły magnetycznej kompasu pod wpływem prądu elektrycznego przepływającego przez pobliski przewodnik. W 1820 r. zjawisko to szczegółowo opisał w swoim raporcie duński fizyk Hans Christian Oersted. Mała, licząca zaledwie pięć stron książka Oersteda została wydana w Kopenhadze w sześciu językach w tym samym roku i wywarła ogromne wrażenie na kolegach Oersteda z różnych krajów.

Jednak francuski naukowiec Andre Marie Ampère jako pierwszy prawidłowo wyjaśnił przyczynę zjawiska opisanego przez Oersteda. Okazało się, że prąd przyczynia się do wystąpienia w przewodzie pole magnetyczne. Jedną z najważniejszych zasług Ampère'a było to, że jako pierwszy połączył dwa wcześniej rozdzielone zjawiska - elektryczność i magnetyzm - w jedną teorię elektromagnetyzmu i zaproponował rozważenie ich jako wyniku jednego procesu natury.

Zainspirowany odkryciami Oersteda i Ampère, inny naukowiec, Anglik Michael Faraday, zasugerował, że nie tylko pole magnetyczne może oddziaływać na magnes, ale odwrotnie – poruszający się magnes będzie oddziaływał na przewodnik. Seria eksperymentów potwierdziła to genialne przypuszczenie - Faraday osiągnął, że poruszające się pole magnetyczne wytwarza prąd elektryczny w przewodniku.

Później odkrycie to posłużyło jako podstawa do stworzenia trzech głównych urządzeń elektrotechniki - generatora elektrycznego, transformatora elektrycznego i silnika elektrycznego.

Pierwsze użycie energii elektrycznej

U źródeł oświetlenia za pomocą elektryczności był Wasilij Władimirowicz Pietrow, profesor Akademii Medycznej i Chirurgicznej w Petersburgu. Badając zjawiska świetlne wywołane prądem elektrycznym, w 1802 roku dokonał swojego słynnego odkrycia - łuku elektrycznego, któremu towarzyszyło pojawienie się jasnej poświaty i wysoka temperatura.

Poświęcenie dla nauki

Rosyjski naukowiec Wasilij Pietrow, który jako pierwszy na świecie opisał zjawisko łuku elektrycznego w 1802 r., Nie oszczędzał się podczas przeprowadzania eksperymentów. W tym czasie nie było takich urządzeń jak amperomierz czy woltomierz, a Pietrow sprawdzał jakość akumulatorów, czując prąd elektryczny w palcach. Aby wyczuć słabe prądy, naukowiec odciął wierzchnią warstwę skóry z opuszków palców.

Obserwacje Pietrowa i analiza właściwości łuku elektrycznego stanowiły podstawę do stworzenia lamp łukowych, żarówek i wielu innych.

W 1875 r. Pavel Nikolaevich Yablochkov stworzył świecę elektryczną, składającą się z dwóch prętów węglowych, umieszczonych pionowo i równolegle do siebie, pomiędzy którymi ułożono izolację z kaolinu (gliny). Aby wydłużyć palenie, na jednym świeczniku umieszczono cztery świece, które paliły się kolejno.

Z kolei Aleksander Nikołajewicz Lodygin w 1872 roku zaproponował użycie żarzącego się żarnika zamiast elektrod węglowych, które świeciły jasno, gdy przepływał prąd elektryczny. W 1874 Lodygin otrzymał patent na wynalezienie żarówki z prętem węglowym i doroczną nagrodę im. Łomonosowa Akademii Nauk. Urządzenie zostało również opatentowane w Belgii, Francji, Wielkiej Brytanii, Austro-Węgrzech.

W 1876 r. Pavel Yablochkov ukończył projekt świecy elektrycznej, który rozpoczął się w 1875 r., a 23 marca otrzymał francuski patent zawierający krótki opisświece w ich oryginalnych formach i wizerunku tych form. „Świeca Yablochkova” okazała się prostsza, wygodniejsza i tańsza w obsłudze niż lampa A.N. Lodygina. Pod nazwą „Russian Light” świece Jabłoczkowa były później używane do oświetlenia ulicznego w wielu miastach na całym świecie. Yablochkov zaproponował również pierwsze praktycznie stosowane transformatory prądu przemiennego z otwartym systemem magnetycznym.

W tym samym czasie, w 1876 roku, zbudowano pierwszą elektrownię w Rosji w Sormovsky zakład budowy maszyn, jego protoplasta została zbudowana w 1873 roku pod kierownictwem belgijsko-francuskiego wynalazcy Z.T. Gram do zasilania instalacji oświetleniowej zakładu tzw. stacji blokowej.

W 1879 r. rosyjscy inżynierowie elektrycy Jabłoczkow, Łodygin i Czikolew, wraz z wieloma innymi inżynierami elektrykami i fizykami, zorganizowali w ramach Rosyjskiego Towarzystwa Technicznego Wydział Elektrotechniki Specjalnej. Zadaniem wydziału było promowanie rozwoju elektrotechniki.

Już w kwietniu 1879 roku, po raz pierwszy w Rosji, elektryczne światła oświetliły most – most Aleksandra II (obecnie Most Liteiny) w Petersburgu. Przy pomocy Katedry wprowadzono pierwszą w Rosji instalację zewnętrznego oświetlenia elektrycznego (z lampami łukowymi Jabłoczkowa w lampach zaprojektowanych przez architekta Kavosa) na moście Liteiny, co zapoczątkowało tworzenie lokalnych systemów oświetleniowych z lampami łukowymi dla niektóre budynki użyteczności publicznej w Petersburgu, Moskwie i innych dużych miastach. Oświetlenie elektryczne mostu zaaranżowane przez V.N. Chikolew, w którym zamiast 112 dysz gazowych paliło się 12 świec Jabłoczkowa, funkcjonował tylko przez 227 dni.

Tramwaj Pirotski

Elektryczny tramwaj został wynaleziony przez Fiodora Apollonowicza Pirotskiego w 1880 roku. Pierwsze linie tramwajowe w Petersburgu zostały ułożone dopiero zimą 1885 roku na lodzie Newy w rejonie Nabrzeża Mytnińskiego, gdyż tylko właściciele koni zaprzężonych w konie mieli prawo korzystać z ulic do transport pasażerski.

W latach 80. pojawiły się pierwsze stacje centralne, były one bardziej celowe i bardziej ekonomiczne niż stacje blokowe, ponieważ zaopatrywały w energię elektryczną wiele przedsiębiorstw jednocześnie.

W tym czasie masowymi odbiorcami energii elektrycznej były źródła światła - lampy łukowe i żarówki. Pierwsze elektrownie w Petersburgu znajdowały się początkowo na barkach przy cumowaniach rzek Moika i Fontanka. Moc każdej stacji wynosiła około 200 kW.

Pierwsza na świecie stacja centralna została oddana do użytku w 1882 roku w Nowym Jorku, miała moc 500 kW.

W Moskwie oświetlenie elektryczne pojawiło się po raz pierwszy w 1881 roku, już w 1883 roku elektryczne lampy oświetliły Kreml. Specjalnie w tym celu wybudowano mobilną elektrownię, którą obsługiwało 18 lokomobili i 40 prądnic. Pierwsza stacjonarna elektrownia miejska pojawiła się w Moskwie w 1888 roku.

Nie powinniśmy zapominać o nietradycyjnych źródłach energii.

Poprzednik nowoczesnych farm wiatrowych o osi poziomej miał moc 100 kW i został zbudowany w 1931 roku w Jałcie. Posiadała wieżę o wysokości 30 metrów. Do 1941 roku moc jednostkowa farm wiatrowych osiągnęła 1,25 MW.

Plan GOELRO

W Rosji elektrownie powstały na przełomie XIX i XX wieku, jednak szybki rozwój elektroenergetyki i energetyki cieplnej w latach 20. XX wieku po przyjęciu z sugestii V.I. Plan Lenina GOELRO (państwowa elektryfikacja Rosji).

22 grudnia 1920 r. VIII Wszechrosyjski Zjazd Sowietów rozpatrzył i zatwierdził Państwowy Plan Elektryfikacji Rosji - GOELRO, przygotowany przez komisję pod przewodnictwem G.M. Krżyżanowski.

Plan GOELRO miał zostać zrealizowany w ciągu dziesięciu do piętnastu lat, a jego rezultatem miało być stworzenie „wielkiej gospodarki przemysłowej kraju”. Dla rozwoju gospodarczego kraju decyzja ta miała ogromne znaczenie. Nic dziwnego, że rosyjscy energetycy obchodzą swoje zawodowe święto 22 grudnia.

W planie dużo uwagi poświęcono problemowi wykorzystania lokalnych zasobów energetycznych (torf, woda rzeczna, lokalny węgiel itp.) do produkcji energii elektrycznej.

8 października 1922 odbyło się oficjalne uruchomienie stacji Utkina Zavod, pierwszej elektrowni torfowej w Piotrogrodzie.

Pierwsza CHPP w Rosji

Pierwsza elektrownia cieplna, zbudowana według planu GOELRO w 1922 roku, nazywała się Utkina Zavod. W dniu premiery uczestnicy uroczystego zlotu przemianowali go na „Czerwony Październik” i pod tą nazwą działał do 2010 roku. Dziś jest to CHPP Pravoberezhnaya TGC-1 PJSC.

W 1925 r. uruchomili elektrownię Szaturską na torfie, w tym samym roku zabudowa Nowa technologia spalanie węgla pod Moskwą w postaci pyłu.

Za dzień rozpoczęcia ogrzewania w Rosji można uznać 25 listopada 1924 r. - wtedy oddano do użytku pierwszy ciepłociąg od HPP-3, przeznaczony do ogólnego użytku w domu numer dziewięćdziesiąt sześć na nabrzeżu rzeki Fontanki. Elektrociepłownia nr 3, przebudowana na potrzeby elektrociepłowni, jest pierwszą elektrociepłownią w Rosji, a Leningrad jest pionierem w dziedzinie ciepłownictwa. Scentralizowane zaopatrzenie w ciepłą wodę budynku mieszkalnego funkcjonowało bezawaryjnie, a rok później HPP-3 zaczął dostarczać ciepłą wodę do dawnego szpitala Obuchowa i łaźni znajdujących się na Kazachy Lane. W listopadzie 1928 roku budynek dawnych koszar Pawłowskiego, położony na Polu Marsowym, został podłączony do sieci cieplnych państwowej elektrowni nr 3.

W 1926 r. uruchomiono potężną elektrownię wodną Volkhovskaya, której energię dostarczano do Leningradu linią 110 kV o długości 130 km.

Energia jądrowa XX wieku

20 grudnia 1951 r. reaktor jądrowy po raz pierwszy w historii wyprodukował użyteczne ilości energii elektrycznej – w obecnym Laboratorium Narodowym INEEL Departamentu Energii Stanów Zjednoczonych. Reaktor generował wystarczającą moc, aby zapalić prosty ciąg czterech 100-watowych żarówek. Po drugim eksperymencie następnego dnia, 16 uczestniczących naukowców i inżynierów „upamiętniło” swoje historyczne osiągnięcie, wypisując swoje nazwiska kredą na betonowej ścianie generatora.

W drugiej połowie lat 40. radzieccy naukowcy zaczęli opracowywać pierwsze projekty pokojowego wykorzystania energii atomowej. A 27 czerwca 1954 r. W mieście Obnisk uruchomiono pierwszą elektrownię atomową.

Uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej oznaczało otwarcie nowego kierunku w energetyce, co zostało docenione na I Międzynarodowej Konferencji Naukowo-Technicznej Pokojowego Wykorzystania Energii Atomowej (sierpień 1955, Genewa). Pod koniec XX wieku było już ponad 400 elektrownie jądrowe.

Nowoczesna energia. Koniec XX wieku

Koniec XX wieku upłynął pod znakiem różnych wydarzeń związanych zarówno z szybkim tempem budowy nowych stacji, początkiem rozwoju odnawialnych źródeł energii, jak i pojawieniem się pierwszych problemów z uformowanego ogromnego globalnego systemu energetycznego i próbuje je rozwiązać.

Zaciemnienie

Amerykanie nazywają noc 13 lipca 1977 „Nocą strachu”. Potem doszło do ogromnego wypadku pod względem rozmiaru i konsekwencji dla sieci elektrycznych w Nowym Jorku. Z powodu uderzenia pioruna w linię energetyczną w Nowym Jorku przerwano prąd na 25 godzin, a 9 milionów ludzi zostało bez prądu. Tragedii towarzyszył kryzys finansowy, w którym znajdowała się metropolia, niezwykle upalna pogoda i bezprecedensowa szalejąca zbrodnia. Po przerwie w dostawie prądu modne dzielnice miasta zostały zaatakowane przez gangi z biednych dzielnic. Uważa się, że to właśnie po tych strasznych wydarzeniach w Nowym Jorku pojęcie „zaciemnienia” zaczęło być szeroko stosowane w odniesieniu do wypadków w elektroenergetyce.

Ponieważ dzisiejsze społeczeństwo staje się coraz bardziej zależne od energii elektrycznej, przerwy w dostawie prądu powodują znaczne straty dla przedsiębiorstw, społeczeństwa i rządów. Podczas wypadku urządzenia oświetleniowe są wyłączone, windy, sygnalizacja świetlna i metro nie działają. W ważnych obiektach (szpitale, instalacje wojskowe itp.) w systemach elektroenergetycznych wykorzystywane są autonomiczne źródła zasilania do funkcjonowania życia podczas wypadków: baterie, generatory. Statystyki pokazują znaczny wzrost wypadków w latach 90-tych. XX - początek XXI wieku.

W tamtych latach trwał rozwój alternatywnych źródeł energii. We wrześniu 1985 r. miało miejsce próbne podłączenie generatora pierwszej elektrowni słonecznej ZSRR do sieci. Projekt pierwszego krymskiego SPP w ZSRR powstał na początku lat 80. w ryskim oddziale Instytutu Atomteploelektroproekt przy udziale trzynastu innych organizacji projektowych Ministerstwa Energii i Elektryfikacji ZSRR. Stacja została w pełni oddana do użytku w 1986 roku.

W 1992 roku rozpoczęto budowę największej na świecie elektrowni wodnej Three Gorges w Chinach na rzece Jangcy. Moc stacji to 22,5 GW. Struktury ciśnieniowe HPP tworzą duży zbiornik o powierzchni 1045 km², o pojemności użytkowej 22 km³. Podczas tworzenia zbiornika zalano 27 820 hektarów gruntów uprawnych, przesiedlono około 1,2 miliona ludzi. Miasta Wanxian i Wushan poszły pod wodę. Pełne zakończenie budowy i uruchomienie nastąpiło 4 lipca 2012 roku.

Rozwój energetyki jest nierozerwalnie związany z problemami związanymi z zanieczyszczeniem środowiska. W Kioto (Japonia) w grudniu 1997 r. oprócz Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu przyjęto Protokół z Kioto. On zobowiązuje kraje rozwinięte i kraje z gospodarka przejściowa zmniejszyć lub ustabilizować emisje gazów cieplarnianych w latach 2008-2012 w porównaniu z 1990 r. Okres podpisywania protokołu rozpoczął się 16 marca 1998 r. i zakończył 15 marca 1999 r.

Na dzień 26 marca 2009 r. Protokół został ratyfikowany przez 181 krajów na całym świecie (kraje te łącznie odpowiadają za ponad 61% światowych emisji). Stany Zjednoczone są godnym uwagi wyjątkiem na tej liście. Pierwszy okres realizacji protokołu rozpoczął się 1 stycznia 2008 r. i potrwa pięć lat do 31 grudnia 2012 r., po czym ma zostać zastąpiony nową umową.

Protokół z Kioto był pierwszym globalnym porozumieniem środowiskowym opartym na rynkowym mechanizmie regulacyjnym – mechanizmie międzynarodowego handlu emisjami gazów cieplarnianych.

XXI wiek, a właściwie 2008 rok, stał się przełomem dla systemu energetycznego Rosji, rosyjskiego otwartego spółka akcyjna Energia i elektryfikacja „JES Rosji” (JSC RAO „JES Rosji”) to rosyjska firma energetyczna, która istniała w latach 1992-2008. Firma zrzeszała prawie całą rosyjską energetykę, była monopolistą na rynku wytwarzania i transportu energii w Rosji. W ich miejsce pojawiły się państwowe monopole naturalne, a także sprywatyzowane przedsiębiorstwa wytwarzające i zaopatrujące.

W XXI wieku w Rosji budowa elektrowni osiąga nowy poziom, rozpoczyna się era stosowania cyklu łączonego. Rosja przyczynia się do budowy nowych mocy wytwórczych. 28 września 2009 roku rozpoczęła się budowa elektrociepłowni Adler. Stacja powstanie na bazie 2 bloków elektrociepłowni o łącznej mocy 360 MW (moc cieplna – 227 Gcal/h) o sprawności 52%.

Nowoczesna technologia cyklu skojarzonego zapewnia wysoką sprawność, niskie zużycie paliwa oraz redukcję poziomu szkodliwych emisji do atmosfery średnio o 30% w porównaniu z tradycyjnymi elektrowniami parowymi. W przyszłości TPP powinna stać się nie tylko źródłem ciepła i energii elektrycznej dla obiektów Zimowych Igrzysk Olimpijskich 2014, ale także znaczącym wkładem w bilans energetyczny Soczi i okolic. TPP jest uwzględniony w zatwierdzonym przez Rząd Federacji Rosyjskiej Programie budowy obiektów olimpijskich i rozwoju Soczi jako górskiego kurortu klimatycznego.

24 czerwca 2009 r. w Izraelu uruchomiono pierwszą hybrydową elektrownię słoneczno-gazową. Został zbudowany z 30 reflektorów słonecznych i jednej „kwiatowej” wieży. Aby utrzymać zasilanie systemu 24 godziny na dobę, o zmierzchu może przełączyć się na turbinę gazową. Instalacja zajmuje stosunkowo mało miejsca i może pracować w odległych obszarach, które nie są połączone z centralnymi systemami zasilania.

Nowe technologie stosowane w elektrowniach hybrydowych stopniowo rozprzestrzeniają się po świecie, bowiem Turcja planuje budowę elektrowni hybrydowej, która będzie działać jednocześnie na trzech źródłach energii odnawialnej – wiatru, gazie ziemnym i energii słonecznej.

Elektrownia alternatywna została zaprojektowana w taki sposób, aby wszystkie jej elementy wzajemnie się uzupełniały, dlatego amerykańscy eksperci zgodzili się, że w przyszłości takie elektrownie mają wszelkie szanse stać się konkurencyjnymi i dostarczać energię elektryczną po rozsądnej cenie.

BARINOV V.A., doktor nauk technicznych Nauki, ENIN im. G. M. Krzhizhanovsky

W rozwoju elektroenergetyki ZSRR można wyróżnić kilka etapów: połączenie elektrowni do pracy równoległej i organizacja pierwszych systemów elektroenergetycznych (EPS); SEE rozwój i tworzenie terytorialnych zunifikowanych systemów elektroenergetycznych (IPS); stworzenie jednolitego systemu elektroenergetycznego (JES) europejskiej części kraju; utworzenie UES na skalę ogólnokrajową (JES ZSRR) z włączeniem go do międzypaństwowego stowarzyszenia energetycznego krajów socjalistycznych.
Przed I wojną światową łączna moc elektrowni w przedrewolucyjnej Rosji wynosiła 1 141 000 kW, a roczna produkcja energii elektrycznej 2039 mln kWh. Największa elektrociepłownia (TPP) miała moc 58 tys. kW, największa moc bloku 10 tys. kW. Łączna moc elektrowni wodnych (HPP) wynosiła 16 000 kW, największą była elektrownia HPP o mocy 1350 kW. Długość wszystkich sieci o napięciu wyższym niż napięcie generatora oszacowano na około 1000 km.
Podstawy rozwoju elektroenergetyki ZSRR położył Państwowy Plan Elektryfikacji Rosji (plan GOELRO), opracowany pod przewodnictwem W.I Lenina, który przewiduje budowę dużych elektrowni i sieci elektryczne i stowarzyszenia elektrowni w EES. Plan GOELRO został przyjęty na VIII Wszechrosyjskim Zjeździe Sowietów w grudniu 1920 roku.
Już włączone etap początkowy realizacji planu GOELRO przeprowadzono znaczące prace w celu przywrócenia zniszczonej wojną gospodarki energetycznej kraju, budowy nowych elektrowni i sieci elektrycznych. Pierwsze SEE - Moskwa i Piotrogród - powstały w 1921 r. W 1922 r. w SEE uruchomiono pierwszą linię 110 kV, a następnie szeroko rozwinięto sieci 110 kV.
Pod koniec 15-letniego okresu plan GOELRO był znacznie przepełniony. Moc zainstalowana krajowych elektrowni w 1935 r. przekroczyła 6,9 mln kW. Roczna produkcja przekroczyła 26,2 mld kWh. Do produkcji energii elektrycznej związek Radziecki zajęła drugie miejsce w Europie i trzecie na świecie.
Planowany intensywny rozwój elektroenergetyki przerwał wybuch Wielkiej Wojny Ojczyźnianej. Przeniesienie przemysłu regionów zachodnich na Ural i wschodnie regiony kraju wymagało przyspieszonego rozwoju sektora energetycznego Uralu, północnego Kazachstanu, środkowej Syberii, Azji Środkowej, a także Wołgi, Zakaukazia i Daleki Wschód. Sektor energetyczny Uralu osiągnął wyjątkowo duży rozwój; wytwarzanie energii elektrycznej przez elektrownie na Uralu w latach 1940-1945. wzrosła 2,5-krotnie i osiągnęła 281% całkowitej produkcji w kraju.
Odbudowę zniszczonej gospodarki energetycznej rozpoczęto już pod koniec 1941 r.; w 1942 r. prace restauracyjne prowadzono w centralnych regionach europejskiej części ZSRR, w 1943 r. - w regionach południowych; w 1944 r. na terenach zachodnich, aw 1945 r. prace te rozszerzono na całe wyzwolone terytorium kraju.
W 1946 roku łączna moc elektrowni w ZSRR osiągnęła poziom przedwojenny.
Najwyższa moc elektrociepłowni w 1950 r. wynosiła 400 MW; turbina o mocy 100 MW pod koniec lat 40. stała się typową jednostką wprowadzaną w elektrociepłowniach.
W 1953 roku w GRES Cherepetskaya uruchomiono bloki energetyczne o mocy 150 MW na parę o ciśnieniu 17 MPa. W 1954 r. uruchomiono pierwszą na świecie elektrownię jądrową (EJ) o mocy 5 MW.
W ramach nowo oddanych mocy wytwórczych zwiększyła się moc elektrociepłowni. W latach 1949-1950. podjęto decyzje o budowie potężnych elektrowni wodnych Wołga i budowie pierwszych dalekosiężnych linii energetycznych (VL). W latach 1954-1955 rozpoczęto budowę największych elektrowni wodnych w Bracku i Krasnojarsku.
Do 1955 roku trzy oddzielnie zintegrowane systemy elektroenergetyczne europejskiej części kraju otrzymały znaczący rozwój; Centrum, Ural i Południe; łączna produkcja tych MSE stanowiła około połowy całej energii elektrycznej wytworzonej w kraju.
Przejście do kolejnego etapu rozwoju sektora energetycznego wiązało się z uruchomieniem Wołżskiego WSP oraz linii napowietrznych 400-500 kV. W 1956 roku uruchomiono pierwszą linię napowietrzną o napięciu 400 kV Kujbyszew - Moskwa. Wysokie parametry techniczne i ekonomiczne tej linii napowietrznej osiągnięto dzięki opracowaniu i wdrożeniu szeregu środków poprawiających jej stabilność i przepustowość: rozdzielenie fazy na trzy przewody, zabudowanie punktów łączeniowych, przyspieszenie pracy wyłączników i zabezpieczenie przekaźników, zastosowanie wzdłużna kompensacja pojemnościowa reaktywności linii i poprzecznej wydajności linii kompensacyjnej za pomocą dławików bocznikowych, wprowadzenie automatycznych regulatorów wzbudzenia (ARV) generatorów „silnego działania” rozruchowej elektrowni wodnej i potężnych kompensatorów synchronicznych podstacji odbiorczych itp.
Kiedy oddano do eksploatacji linię napowietrzną 400 kV Kujbyszew-Moskwa, równolegle z IPS Centrum dołączył do operacji EES Kujbyszewa z regionu środkowej Wołgi; położyło to podwaliny pod zjednoczenie EES różnych regionów i utworzenie EES europejskiej części ZSRR.
Wraz z wprowadzeniem w latach 1958-1959. połączono odcinki linii napowietrznej Kujbyszew-Ural, EPS Centrum, Cis-Ural i Ural.
W 1959 r. uruchomiono pierwszy tor linii napowietrznej 500 kV Wołgograd-Moskwa, a Wołgograd EES stał się częścią JES Centrum; w 1960 r. do UES przystąpiło Centrum EES Regionu Centralnego Czarnoziemu.
W 1957 r. Zakończono budowę Wołżskiej HPP im. XXII Zjazd KPZR. W latach 1950-1960. Ukończono także Gorkowską, Kamską, Irkucką, Nowosybirską, Kremenczugską, Kachowską i szereg innych HPP. Pod koniec lat 50. uruchomiono pierwsze seryjne bloki energetyczne na parę o ciśnieniu 13 MPa: o mocy 150 MW w GRES Pridneprovskaya i 200 MW w GRES Zmievskaya.
W drugiej połowie lat 50. zakończono zjednoczenie EES Zakaukazia; nastąpił proces unifikacji EPS Północno-Zachodniego, Środkowej Wołgi i Północnego Kaukazu. Od 1960 r. rozpoczęło się tworzenie IPS Syberii i Azji Środkowej.
Wykonano szeroko zakrojoną budowę sieci elektrycznych. Od końca lat 50. rozpoczęto wprowadzanie napięcia 330 kV; sieci tego napięcia zostały bardzo rozwinięte w południowych i północno-zachodnich strefach europejskiej części ZSRR. W 1964 r. zakończono przenoszenie dalekobieżnych linii napowietrznych 400 kV na napięcie 500 kV i utworzono jedną sieć 500 kV, której odcinki stały się głównymi połączeniami szkieletowymi JEZ europejskiej części ZSRR; Później w JSE wschodniej części kraju zaczęto przenosić funkcje sieci szkieletowej do sieci 500 kV nałożonej na rozwiniętą sieć 220 kV.
Od lat 60. charakterystyczna cecha rozwoju elektroenergetyki konsekwentnie zwiększa się udział bloków energetycznych w składzie mocy oddanych do eksploatacji elektrociepłowni. W 1963 roku w państwowych elektrowniach Pridneprovskaya i Cherepetskaya oddano do eksploatacji pierwsze bloki o mocy 300 MW. W 1968 roku oddano do eksploatacji blok o mocy 500 MW w GRES Nazarowskaja i blok o mocy 800 MW w GRES Slawianskaja. Wszystkie te bloki pracowały przy nadkrytycznym ciśnieniu pary (24 MPa).
Przewaga uruchamiania potężnych jednostek, których parametry są niekorzystne pod względem stabilności, skomplikowała zadania zapewnienia niezawodnej pracy IPS i JES. Aby rozwiązać te problemy, konieczne stało się opracowanie i wdrożenie ARV silnego działania generatorów bloków energetycznych; wymagało to również zastosowania automatycznego awaryjnego odciążania potężnych elektrociepłowni, w tym automatycznego awaryjnego sterowania mocą turbin parowych bloków energetycznych.
Kontynuowano intensywną budowę elektrowni wodnych; w 1961 r. w EW Bratskaja uruchomiono blok hydrauliczny o mocy 225 MW, w 1967 r. w EW Krasnojarsk oddano do eksploatacji pierwsze bloki wodne o mocy 500 MW. W latach 60. ukończono budowę elektrowni Bratskaya, Botkinskaya i wielu innych elektrowni wodnych.
W zachodniej części kraju rozpoczęto budowę elektrowni jądrowych. W 1964 roku oddano do eksploatacji blok 100 MW przy ul elektrownia jądrowa w Biełojarsku oraz blok 200 MW w EJ Nowoworoneż; w drugiej połowie lat 60. w tych elektrowniach oddano do eksploatacji drugie bloki: 200 MW w Biełojarskiej i 360 MW w Nowoworoneżskiej.
W latach 60. trwała i została zakończona formacja europejskiej części ZSRR. W 1962 r. połączono linie napowietrzne 220-110 kV dla równoległej pracy JSE Południowego i Północnego Kaukazu. W tym samym roku zakończono prace nad pierwszym etapem eksperymentalnej przemysłowej linii przesyłowej 800 kV DC Wołgograd-Donbas, która położyła podwaliny pod komunikację międzysystemową Centrum-Południe; Ta linia napowietrzna została ukończona w 1965 roku.

Rok	Moc zainstalowana elektrowni, mln kW	Wyższy Napięcie, kV*	Długość linii napowietrznych*, tys. km

* Bez linii napowietrznych 800 kV DC. ** Łącznie z liniami napowietrznymi 400 kV.
W 1966 roku poprzez zamknięcie połączeń międzysystemowych 330-110 kV North-West-Center, zasilacz UPS North-West został podłączony do pracy równoległej. W 1969 r. zorganizowano równoległą pracę JES Centrum i Południe wzdłuż sieci rozdzielczej 330-220-110 kV, a wszystkie stowarzyszenia energetyczne wchodzące w skład JWE zaczęły działać synchronicznie. W 1970 r. za pośrednictwem połączeń 220-110 kV Zakaukazie - Kaukaz Północny dołączył do równoległej pracy IPS Zakaukazie.
W ten sposób na początku lat 70. rozpoczęło się przejście do kolejnego etapu rozwoju elektroenergetyki naszego kraju - powstania JES ZSRR. W ramach JES europejskiej części kraju w 1970 r. Równolegle pracowały JES Centrum, Ural, Środkowa Wołga, Północny Zachód, Południe, Północny Kaukaz i Zakaukazie, które obejmowały 63 EES . Trzy terytorialne IPS - Kazachstan, Syberia i Azja Środkowa pracowały oddzielnie; IPS Wschodu był w trakcie formowania.
W 1972 IPS Kazachstanu stał się częścią JES ZSRR (dwa EES tej republiki - Ałma-Ata i Południowy Kazachstan - działały w izolacji od innych EES kazachskiej SRR i były częścią IPS Azji Środkowej). W 1978 roku, wraz z zakończeniem budowy napowietrznej linii tranzytowej 500 kV, Syberia-Kazachstan-Ural przystąpiła do równoległej pracy IPS Syberii.
W tym samym 1978 roku zakończono budowę międzystanowej napowietrznej linii przesyłowej 750 kV Zachodnia Ukraina (ZSRR) - Albertirsha (Węgry), a od 1979 roku rozpoczęto równoległą pracę JES ZSRR i IPS krajów członkowskich RWPG . Biorąc pod uwagę IPS Syberii, który ma powiązania z ESZ Mongolskiej Republiki Ludowej, powstało stowarzyszenie ESZ krajów socjalistycznych, obejmujące rozległe terytorium od Ułan Bator do Berlina.
Energia elektryczna jest eksportowana z sieci UES ZSRR do Finlandii, Norwegii i Turcji; poprzez podstację przekształtnikową prądu stałego w pobliżu miasta Wyborg, JEZ ZSRR jest podłączony do połączenia energetycznego krajów skandynawskich NORDEL.
Dynamika struktury mocy wytwórczych w latach 70. i 80. charakteryzuje się coraz większym uruchamianiem mocy w elektrowniach jądrowych w zachodniej części kraju; dalsze uruchamianie mocy w wysokosprawnych elektrowniach wodnych, głównie we wschodniej części kraju; rozpoczęcie prac nad utworzeniem kompleksu paliwowo-energetycznego Ekibastuz; ogólny wzrost koncentracji mocy wytwórczych oraz wzrost mocy jednostkowej bloków.

W latach 1971-1972. w EJ Nowoworoneż uruchomiono dwa reaktory wodne ciśnieniowe o mocy 440 MW każdy (WWER-440); w 1974 r. w EJ Leningrad oddano do eksploatacji pierwszy (głowicowy) reaktor wodno-grafitowy o mocy 1000 MW (RBMK-1000); w 1980 r. w elektrowni jądrowej w Biełojarsku oddano do użytku reaktor wtórny o mocy 600 MW (BN-600); w 1980 r. W elektrowni jądrowej Nowoworoneż wprowadzono reaktor WWER-1000; w 1983 roku w Ignalinie oddano do eksploatacji pierwszy reaktor o mocy 1500 MW (RBMK-1500).
W 1971 r. w Slavyanskaya GRES oddano do eksploatacji blok energetyczny o mocy 800 MW z turbiną jednowałową; w 1972 roku w Mosenergo uruchomiono dwie jednostki kogeneracyjne o mocy 250 MW; w 1980 roku w GRES Kostromskaja oddano do eksploatacji blok o mocy 1200 MW na parametry pary nadkrytycznej.
W 1972 r. uruchomiono pierwszą w ZSRR elektrownię szczytowo-pompową (PSPP) – Kijowskaja; w 1978 roku pierwszy agregat hydrauliczny o mocy 640 MW został oddany do eksploatacji w HPP Sayano-Sushenskaya. Od 1970 do 1986 r. w pełni uruchomiono Krasnojarską, Saratowską, Czeboksarską, Ingurską, Toktogulską, Nurekską, Ust-Ilimską, Sajanowo-Szuszenską, Zejaską i szereg innych HPP.
W 1987 roku moc największych elektrowni osiągnęła: elektrownie jądrowe - 4000 MW, elektrociepłownie - 4000 MW, elektrownie wodne - 6400 MW. Udział elektrowni jądrowych w łącznej mocy elektrowni JEZ ZSRR przekroczył 12%; udział bloków kondensacyjnych i ciepłowniczych o mocy 250-1200 MW zbliżył się do 60% całkowitej mocy TPP.
Postęp technologiczny w rozwoju sieci szkieletowych charakteryzuje się stopniowym przechodzeniem na wyższe poziomy napięć. Rozwój napięcia 750 kV rozpoczął się od uruchomienia w 1967 r. pilotażowej przemysłowej linii napowietrznej 750 kV Konakovskaya GRES-Moskwa. W latach 1971-1975. wybudowano autostradę równoleżnikową 750 kV Donbas-Dniepr-Winnica-Zachodnia Ukraina; ta główna linia była następnie kontynuowana przez linię napowietrzną 750 kV ZSRR-Węgry wprowadzoną w 1978 roku. W 1975 r. wybudowano połączenie międzysystemowe 750 kV Leningrad-Konakowo, które umożliwiło przeniesienie nadwyżki mocy z UPS-a Północno-Zachodniego na UPS Centrum. Dalszy rozwój sieci 750 kV związany był przede wszystkim z warunkami wytwarzania mocy z dużych elektrowni jądrowych oraz potrzebą wzmocnienia więzi międzypaństwowych z IPS krajów członkowskich RWPG. W celu stworzenia silnych połączeń ze wschodnią częścią UES budowana jest magistrala napowietrzna 1150 kV Kazachstan-Ural; trwają prace przy budowie linii elektroenergetycznej 1500 kV DC Ekibastuz - Centrum.
Przyrost mocy zainstalowanej elektrowni i długości sieci elektrycznych 220-1150 kV JES ZSRR w latach 1960-1987 charakteryzują dane podane w tabeli.
Zunifikowany system energetyczny kraju to zespół połączonych obiektów energetycznych, rozwijających się zgodnie z planem państwowym, połączonych wspólnym reżimem technologicznym i scentralizowanym zarządzaniem operacyjnym. Ujednolicenie SWW umożliwia zwiększenie tempa wzrostu mocy energetycznych oraz obniżenie kosztów budowy energetycznej poprzez konsolidację elektrowni i zwiększenie mocy jednostkowej bloków. Koncentracja mocy energetycznych z dominującym uruchomieniem najpotężniejszych jednostek ekonomicznych wytwarzanych przez przemysł krajowy zapewnia wzrost wydajności pracy oraz poprawę wskaźników techniczno-ekonomicznych wytwarzania energii.
Ujednolicenie SWW stwarza możliwości racjonalnej regulacji struktury zużywanego paliwa z uwzględnieniem zmieniającej się sytuacji paliwowej; To jest warunek konieczny rozwiązanie złożonych problemów hydroenergetycznych z optymalnym wykorzystaniem zasobów wodnych głównych rzek kraju dla całej gospodarki narodowej. Systematyczne zmniejszanie jednostkowego zużycia paliwa standardowego na kilowatogodzinę uwalnianego z opon TPP jest zapewnione poprzez poprawę struktury mocy wytwórczych i regulację ekonomiczną ogólnego reżimu energetycznego JES ZSRR.
Wzajemna pomoc SEE pracującego równolegle stwarza możliwość znacznego zwiększenia niezawodności zasilania. Przyrost całkowitej mocy zainstalowanej elektrowni JES spowodowany spadkiem rocznego maksymalnego obciążenia w związku z różnicą w czasie nadejścia maksimów SWW i zmniejszeniem wymaganej rezerwy mocy przekracza 15 mln kW.
Całkowity efekt ekonomiczny powstania JES ZSRR na poziomie jego rozwoju osiągniętym do połowy lat 80. (w porównaniu z odosobnioną pracą JES) szacowany jest poprzez spadek inwestycji kapitałowych w elektroenergetyce o 2,5 miliarda rubli. oraz spadek rocznych kosztów operacyjnych o około 1 miliard rubli.

Elektrownia cieplna (elektrownia cieplna) – elektrownia wytwarzająca energię elektryczną poprzez zamianę energii chemicznej paliwa na energię mechaniczną obrotu wału generatora elektrycznego.

Elektrownie cieplne przetwarzają energię cieplną uwalnianą podczas spalania paliwo organiczne(węgiel, torf, łupek, ropa, gazy), mechaniczne, a następnie elektryczne. Tutaj energia chemiczna zawarta w paliwie przechodzi złożoną ścieżkę przemian z jednej postaci w drugą w celu uzyskania energii elektrycznej.

Konwersję energii zawartej w paliwie w elektrociepłowni można podzielić na następujące główne etapy: konwersja energii chemicznej na energię cieplną, energii cieplnej na energię mechaniczną i energii mechanicznej na energię elektryczną.

Pierwsze elektrownie cieplne (TPP) pojawiły się pod koniec XIX wieku. W 1882 r. TPP zbudowano w Nowym Jorku, w 1883 r. w Petersburgu, w 1884 r. w Berlinie.

Większość TPP to elektrownie cieplne z turbinami parowymi. Na nich energia cieplna jest wykorzystywana w kotle (generator pary).

Układ elektrociepłowni: 1 - generator elektryczny; 2 - turbina parowa; 3 - panel sterowania; 4 - odpowietrznik; 5 i 6 - bunkry; 7 - separator; 8 - cyklon; 9 - kocioł; 10 – powierzchnia grzewcza (wymiennik ciepła); 11 - komin; 12 - pokój kruszenia; 13 - przechowywanie rezerwowego paliwa; 14 - wagon; 15 - urządzenie rozładowujące; 16 - przenośnik; 17 - oddymiacz; 18 - kanał; 19 - łapacz popiołu; 20 - wentylator; 21 - palenisko; 22 - młyn; 23 - przepompownia; 24 - źródło wody; 25 - pompa obiegowa; 26 – wysokociśnieniowa nagrzewnica regeneracyjna; 27 - pompa zasilająca; 28 - kondensator; 29 - instalacja chemicznego uzdatniania wody; 30 - transformator podwyższający; 31 – niskociśnieniowy podgrzewacz regeneracyjny; 32 - pompa kondensatu

Jednym z najważniejszych elementów zespołu kotłowego jest palenisko. W nim energia chemiczna paliwa podczas Reakcja chemiczna palne elementy paliwowe z tlenem atmosferycznym zamieniane są na energię cieplną. W tym przypadku powstają gazowe produkty spalania, które odbierają większość ciepła uwalnianego podczas spalania paliwa.

W procesie podgrzewania paliwa w piecu powstaje koks i gazowe, lotne substancje. W temperaturze 600–750 °C lotne zapalają się i zaczynają palić, co prowadzi do wzrostu temperatury w piecu. W tym samym czasie rozpoczyna się spalanie koksu. W rezultacie powstają gazy spalinowe, które opuszczają piec w temperaturze 1000–1200 °C. Gazy te służą do podgrzewania wody i wytwarzania pary.

Na początku XIX wieku. do uzyskania pary zastosowano proste jednostki, w których nie rozróżniano ogrzewania i parowania wody. Typowym przedstawicielem najprostszego typu kotłów parowych był kocioł cylindryczny.

Dla rozwijającej się elektroenergetyki potrzebne były kotły wytwarzające parę o wysokiej temperaturze i wysokim ciśnieniu, gdyż w takim stanie daje najwięcej energii. Powstały takie kotły i nazwano je kotłami wodnorurowymi.

W kotłach wodnorurowych spaliny opływają rury, którymi krąży woda, ciepło ze spalin jest przekazywane przez ścianki rur do wody, która zamienia się w parę.

Skład głównego wyposażenia elektrowni cieplnej i relacje jej systemów: oszczędność paliwa; przygotowanie paliwa; bojler; przegrzewacz pośredni; część wysokociśnieniowa turbiny parowej (CHVD lub HPC); część niskiego ciśnienia turbiny parowej (LPG lub LPC); generator elektryczny; transformator pomocniczy; transformator komunikacyjny; rozdzielnica główna; kondensator; pompa kondensatu; pompa obiegowa; źródło zaopatrzenia w wodę (na przykład rzeka); podgrzewacz niskociśnieniowy (LPH); stacja uzdatniania wody (VPU); konsument energii cieplnej; odwrócona pompa kondensatu; odgazowywacz; pompa zasilająca; grzałka wysokociśnieniowa (HPV); usuwanie żużla i popiołu; wysypisko popiołu; wyciąg dymu (DS); komin; wentylatory dmuchawy (DV); łapacz popiołu

Nowoczesny kocioł parowy działa w następujący sposób.

Paliwo spala się w palenisku z pionowymi rurami przy ścianach. Pod wpływem ciepła wydzielanego podczas spalania paliwa woda w tych rurach wrze. Powstała para unosi się do walczaka kotła. Kocioł to grubościenny poziomy cylinder stalowy wypełniony wodą do połowy. Para gromadzona jest w górnej części bębna i wychodzi z niego do grupy wężownic - przegrzewacza. W przegrzewaczu para jest dodatkowo podgrzewana spalinami opuszczającymi palenisko. Ma temperaturę wyższą niż ta, w której woda wrze przy danym ciśnieniu. Taka para nazywana jest przegrzaną. Para po wyjściu z przegrzewacza trafia do odbiorcy. W kanałach kotła znajdujących się za przegrzewaczem spaliny przechodzą przez kolejną grupę wężownic - ekonomizer wody. W nim woda przed wejściem do walczaka ogrzewana jest ciepłem spalin. Za ekonomizerem, wzdłuż ścieżki spalin, zwykle umieszczone są rury nagrzewnicy powietrza. W nim powietrze jest podgrzewane przed wprowadzeniem do pieca. Za nagrzewnicą powietrza do komina wychodzą spaliny o temperaturze 120-160°C.

Wszystkie procesy robocze bloku kotłowego są w pełni zmechanizowane i zautomatyzowane. Obsługiwany jest przez liczne mechanizmy pomocnicze napędzane silnikami elektrycznymi, których moc może sięgać kilku tysięcy kilowatów.

Jednostki kotłowe potężnych elektrowni wytwarzają parę pod wysokim ciśnieniem - 140-250 atmosfer i wysoką temperaturę - 550-580 °C. Piece tych kotłów spalają głównie paliwo stałe, sproszkowane, olej opałowy lub gaz ziemny.

Przekształcenie węgla w stan sproszkowany odbywa się w sproszkowanych elektrowniach.

Zasada działania takiej instalacji z młynem kulowym jest następująca.

Paliwo wchodzi do kotłowni przenośnikami taśmowymi i jest zrzucane do bunkra, z którego po automatycznej wadze podawane jest podajnikiem do młyna węglowego. Mielenie paliwa odbywa się w poziomym bębnie obracającym się z prędkością około 20 obr/min. Zawiera stalowe kulki. Gorące powietrze ogrzane do temperatury 300–400 °C dostarczane jest do młyna rurociągiem. Powietrze oddając część swojego ciepła na suszenie paliwa schładza się do temperatury ok. 130°C i opuszczając bęben przenosi powstały w młynie pył węglowy do odpylacza (separatora). Uwolniona z dużych cząstek mieszanka pyłowo-powietrzna opuszcza separator od góry i trafia do odpylacza (cyklonu). W cyklonie pył węglowy jest oddzielany od powietrza i przez zawór trafia do bunkra miału węglowego. W separatorze duże cząstki pyłu wypadają i wracają do młyna w celu dalszego rozdrabniania. Do palników kotła podawana jest mieszanina pyłu węglowego i powietrza.

Palniki pyłowe to urządzenia służące do podawania do komory spalania pyłu i powietrza niezbędnego do jego spalenia. Muszą zapewnić całkowite spalenie paliwa, tworząc jednorodną mieszankę powietrza i paliwa.

Piec nowoczesnych kotłów pyłowych to wysoka komora, której ściany pokryte są rurami, tzw. ekranami parowo-wodnymi. Chronią ściany komory spalania przed przywieraniem do nich przed żużlem powstającym podczas spalania paliwa, a także chronią wykładzinę przed szybkim zużyciem w wyniku chemicznego działania żużla i wysokiej temperatury, która powstaje podczas spalania paliwa w palenisku.

Ekrany odbierają 10 razy więcej ciepła na metr kwadratowy powierzchni niż inne rurkowe powierzchnie grzewcze kotła, które odbierają ciepło spalin głównie w wyniku bezpośredniego kontaktu z nimi. W komorze spalania pył węglowy zapala się i spala w niosącym go strumieniu gazu.

Piece kotłowe spalające paliwa gazowe lub płynne to również komory przykryte sitami. Mieszanka paliwa i powietrza jest do nich dostarczana przez palniki gazowe lub palniki olejowe.

Urządzenie nowoczesnej kotłowni bębnowej dużej mocy pracującej na miałach węglowych jest następujące.

Paliwo w postaci pyłu jest wdmuchiwane do paleniska przez palniki wraz z częścią powietrza niezbędnego do spalania. Reszta powietrza jest dostarczana do pieca podgrzanego do temperatury 300–400 °C. W piecu cząstki węgla spalają się w locie, tworząc pochodnię o temperaturze 1500-1600 °C. Niepalne zanieczyszczenia węgla zamieniają się w popiół, którego większość (80-90%) jest usuwana z paleniska przez spaliny powstałe w wyniku spalania paliwa. Reszta popiołu, składająca się ze sklejonych cząstek żużla, nagromadzonych na rurach sit paleniska, a następnie oderwanych od nich, opada na dno paleniska. Następnie jest gromadzony w specjalnym szybie znajdującym się pod paleniskiem. Żużel jest w nim schładzany strumieniem zimnej wody, a następnie jest odprowadzany wodą na zewnątrz kotła przez specjalne urządzenia hydraulicznego układu odpopielania.

Ściany pieca pokryte są ekranem - rurami, w których krąży woda. Pod wpływem ciepła wydzielanego przez płonącą pochodnię częściowo zamienia się w parę. Rury te są podłączone do walczaka kotła, który również zasilany jest wodą podgrzewaną w ekonomizerze.

W miarę ruchu gazów spalinowych część ich ciepła jest wypromieniowywana do rurek sitowych, a temperatura gazów stopniowo spada. Na wyjściu z pieca temperatura wynosi 1000–1200 °C. Przy dalszym ruchu spaliny na wylocie pieca stykają się z rurami sit, schładzając się do temperatury 900-950 °C. W przewodzie gazowym kotła umieszczone są rurki wężownic, przez które przepływa para utworzona w rurach sitowych i oddzielona od wody w walczaku kotła. W wężownicach para otrzymuje dodatkowe ciepło ze spalin i przegrzewa się, tzn. jej temperatura staje się wyższa niż temperatura wrzącej wody pod tym samym ciśnieniem. Ta część kotła nazywana jest przegrzewaczem.

Po przejściu pomiędzy rurami przegrzewacza spaliny o temperaturze 500-600 °C dostają się do części kotła, w której znajdują się rury podgrzewacza wody lub ekonomizera wody. Woda zasilająca o temperaturze 210–240 °C dostarczana jest do niego przez pompę. Tak wysoką temperaturę wody osiąga się w specjalnych podgrzewaczach wchodzących w skład turbiny. W ekonomizerze wody woda jest podgrzewana do temperatury wrzenia i wpływa do korpusu kotła. Spaliny przechodzące pomiędzy rurami ekonomizera wodnego dalej schładzają się, a następnie przechodzą do rur nagrzewnicy powietrza, w której powietrze jest ogrzewane na skutek ciepła oddanego przez gazy, którego temperatura zostaje następnie obniżona do 120 –160 °C.

Powietrze potrzebne do spalania paliwa dostarczane jest do nagrzewnicy powietrza przez dmuchawę i tam jest podgrzewane do temperatury 300–400 °C, po czym trafia do paleniska w celu spalenia paliwa. Spaliny lub spaliny wychodzące z nagrzewnicy przechodzą przez specjalne urządzenie - łapacz popiołu - w celu usunięcia popiołu. Oczyszczone spaliny emitowane są do atmosfery przez komin o wysokości do 200 m przez oddymiacz.

Bęben jest niezbędny w tego typu kotłach. Przez liczne rury wchodzi do niego mieszanina pary i wody z ekranów pieca. W bębnie z tej mieszaniny oddzielana jest para, a pozostała woda jest mieszana z wodą zasilającą wchodzącą do tego bębna z ekonomizera. Z bębna woda przepływa rurami umieszczonymi na zewnątrz pieca do prefabrykowanych kolektorów, a z nich do rur sitowych znajdujących się w piecu. W ten sposób zamyka się kołowa droga (obieg) wody w kotłach walczakowych. Ruch mieszaniny wody i pary wodnej według schematu bęben - rury zewnętrzne - rury sitowe - bęben następuje dzięki temu, że całkowita masa kolumny mieszaniny parowo-wodnej wypełniającej rury sitowe jest mniejsza niż masa wody kolumna w rurach zewnętrznych. Stwarza to ciśnienie naturalnej cyrkulacji, zapewniając okrężny ruch wody.

Kotły parowe są automatycznie sterowane przez liczne regulatory, nad którymi czuwa operator.

Urządzenia regulują dopływ paliwa, wody i powietrza do kotła, utrzymują stały poziom wody w walczaku kotła, temperaturę pary przegrzanej itp. Urządzenia sterujące pracą zespołu kotłowego i wszystkich jego mechanizmów pomocniczych są skoncentrowane na specjalnym panelu sterowania. Zawiera również urządzenia umożliwiające zdalne wykonywanie zautomatyzowanych operacji z tej osłony: otwieranie i zamykanie wszystkich urządzeń odcinających na rurociągach, uruchamianie i zatrzymywanie poszczególnych mechanizmów pomocniczych, a także uruchamianie i zatrzymywanie całego zespołu kotła jako całości.

Kotły wodnorurowe opisanego typu mają bardzo istotną wadę: obecność nieporęcznego, ciężkiego i drogiego bębna. Aby się go pozbyć, stworzono kotły parowe bez bębnów. Składają się z systemu zakrzywionych rurek, na jednym końcu których dostarczana jest woda zasilająca, a z drugiego wychodzi para przegrzana o wymaganym ciśnieniu i temperaturze, tj. woda przechodzi przez wszystkie powierzchnie grzewcze raz bez cyrkulacji, zanim zamieni się w parę. Takie kotły parowe nazywane są jednorazowymi.

Schemat działania takiego kotła jest następujący.

Woda zasilająca przepływa przez ekonomizer, następnie wpływa do dolnej części wężownic, umieszczonych spiralnie na ścianach pieca. Powstająca w tych wężownicach mieszanina parowo-wodna wchodzi do wężownicy znajdującej się w czopuchu kotła, gdzie kończy się przemiana wody w parę. Ta część kotła jednoprzejściowego nazywana jest strefą przejściową. Para wchodzi następnie do przegrzewacza. Po wyjściu z przegrzewacza para kierowana jest do odbiorcy. Powietrze potrzebne do spalania jest podgrzewane w nagrzewnicy powietrza.

Kotły jednoprzelotowe umożliwiają uzyskanie pary o ciśnieniu ponad 200 atmosfer, co jest niemożliwe w kotłach bębnowych.

Powstała para przegrzana, która ma wysokie ciśnienie (100–140 atmosfer) i wysoką temperaturę (500–580 °C), jest w stanie rozszerzać się i działać. Para ta jest przesyłana głównymi rurociągami parowymi do maszynowni, w której zainstalowane są turbiny parowe.

W turbinach parowych energia potencjalna pary zamieniana jest na energię mechaniczną obrotu wirnika turbiny parowej. Z kolei wirnik jest połączony z wirnikiem generatora elektrycznego.

Zasada działania i urządzenie turbiny parowej zostały omówione w artykule „Turbina elektryczna”, więc nie będziemy się nad nimi szczegółowo rozwodzić.

Turbina parowa będzie tym bardziej ekonomiczna, tzn. im mniej ciepła zużyje na każdą wytworzoną przez nią kilowatogodzinę, tym niższe ciśnienie pary opuszczającej turbinę.

W tym celu para opuszczająca turbinę nie jest kierowana do atmosfery, ale do specjalnego urządzenia zwanego skraplaczem, w którym utrzymywane jest bardzo niskie ciśnienie, tylko 0,03–0,04 atmosfery. Osiąga się to poprzez obniżenie temperatury pary poprzez chłodzenie jej wodą. Temperatura pary przy tym ciśnieniu wynosi 24-29°C. W skraplaczu para oddaje swoje ciepło wodzie chłodzącej i jednocześnie skrapla się, czyli zamienia się w wodę - kondensat. Temperatura pary w skraplaczu zależy od temperatury wody chłodzącej i ilości zużytej wody na każdy kilogram skroplonej pary. Woda użyta do kondensacji pary wpływa do skraplacza w temperaturze 10–15 °C i opuszcza go w temperaturze około 20–25 °C. Zużycie wody chłodzącej osiąga 50-100 kg na 1 kg pary.

Skraplacz to cylindryczny bęben z dwiema zaślepkami. Na obu końcach bębna zamontowane są metalowe deski, w których zamocowana jest duża liczba mosiężnych rur. Przez te rury przepływa woda chłodząca. Pomiędzy rurkami, opływając je od góry do dołu, przepływa para z turbiny. Kondensat powstały podczas kondensacji pary jest usuwany od dołu.

Podczas kondensacji pary ogromne znaczenie ma przenoszenie ciepła z pary na ścianki rurek, przez które przepływa woda chłodząca. Jeśli w parze jest nawet niewielka ilość powietrza, wówczas przenoszenie ciepła z pary do ścianki rury gwałtownie się pogarsza; od tego będzie również zależeć ciśnienie, które będzie musiało być utrzymywane w skraplaczu. Powietrze, które nieuchronnie dostaje się do skraplacza wraz z parą i przez nieszczelności, musi być stale usuwane. Odbywa się to za pomocą specjalnego aparatu - wyrzutnika pary.

Do chłodzenia w skraplaczu pary, która wytworzyła się w turbinie, wykorzystywana jest woda z rzeki, jeziora, stawu lub morza. Zużycie wody chłodzącej w elektrowniach o dużej mocy jest bardzo duże i np. dla elektrowni o mocy 1 mln kW wynosi około 40 m3/s. Jeżeli woda jest pobierana z rzeki w celu schłodzenia pary w skraplaczach, a następnie podgrzana w skraplaczu wraca do rzeki, to taki system wodociągowy nazywamy jednorazowym.

Jeśli w rzece nie ma wystarczającej ilości wody, to buduje się tamę i powstaje staw, z którego jednego końca pobierana jest woda do schłodzenia skraplacza, a podgrzana woda odprowadzana jest na drugi koniec. Czasami do schłodzenia wody podgrzewanej w skraplaczu stosuje się sztuczne chłodnice – chłodnie kominowe, które są wieżami o wysokości około 50 m.

Woda podgrzana w skraplaczach turbin doprowadzana jest do tac znajdujących się w tej wieży na wysokości 6–9 m. Wypływając strumieniami przez otwory tac i rozpryskując się w postaci kropel lub cienkiej warstwy, woda spływa w dół , podczas częściowego odparowywania i chłodzenia. Schłodzona woda zbierana jest w basenie, skąd jest pompowana do skraplaczy. Taki system zaopatrzenia w wodę nazywa się zamkniętym.

Zbadaliśmy główne urządzenia służące do konwersji energii chemicznej paliwa na energię elektryczną w elektrociepłowni z turbiną parową.

Działanie elektrowni węglowej wygląda następująco.

Węgiel podawany jest kolejami szerokotorowymi do urządzenia rozładunkowego, gdzie jest rozładowywany z wagonów na przenośniki taśmowe za pomocą specjalnych mechanizmów rozładunkowych - wywrotek samochodowych.

Zapas opału w kotłowni tworzony jest w specjalnych zbiornikach magazynowych - bunkrach. Z bunkrów węgiel trafia do młyna, gdzie jest suszony i mielony do stanu sproszkowanego. Do paleniska kotła podawana jest mieszanina pyłu węglowego i powietrza. Podczas spalania pyłu węglowego powstają gazy spalinowe. Po schłodzeniu gazy przechodzą przez popielnik i po oczyszczeniu z pyłu lotnego są wrzucane do komina.

Żużle i popiół lotny z kolektorów popiołu, które wypadły z komory spalania, są transportowane wodą kanałami, a następnie pompowane do składowiska popiołu. Powietrze do spalania dostarczane jest wentylatorem do nagrzewnicy powietrza kotła. Para przegrzana o wysokim ciśnieniu i wysokiej temperaturze, uzyskana w kotle, podawana jest rurociągami parowymi do turbiny parowej, gdzie rozpręża się do bardzo niskiego ciśnienia i trafia do skraplacza. Powstający w skraplaczu kondensat jest odbierany przez pompę kondensatu i podawany przez grzałkę do odgazowywacza. Odgazowywacz usuwa powietrze i gazy z kondensatu. Surowa woda, która przeszła przez urządzenie do uzdatniania wody, wchodzi również do odgazowywacza, aby zrekompensować utratę pary i kondensatu. Ze zbiornika zasilającego odgazowywacza woda zasilająca jest pompowana do ekonomizera wody kotła parowego. Woda do chłodzenia pary odlotowej jest pobierana z rzeki i przesyłana do skraplacza turbiny za pomocą pompy obiegowej. Energia elektryczna generowana przez generator podłączony do turbiny jest kierowana przez transformatory podwyższające napięcie przez linie wysokiego napięcia do konsumenta.

Moc nowoczesnych elektrowni cieplnych może osiągnąć 6000 megawatów lub więcej przy sprawności do 40%.

Elektrociepłownie mogą również wykorzystywać turbiny na gaz ziemny lub paliwo płynne. Elektrownie z turbiną gazową (GTPP) są wykorzystywane do pokrywania szczytów obciążenia elektrycznego.

Istnieją również elektrownie o cyklu kombinowanym, w których elektrownia składa się z turbiny parowej i turbozespołu gazowego. Ich sprawność sięga 43%.

Zaletą elektrowni cieplnych w porównaniu z elektrowniami wodnymi jest to, że można je budować w dowolnym miejscu, zbliżając je do konsumenta. Pracują na prawie wszystkich rodzajach paliw kopalnych, dzięki czemu można je dostosować do rodzaju dostępnego w okolicy.

W połowie lat 70. XX wieku. udział energii elektrycznej wytworzonej w elektrociepłowniach stanowił około 75% całkowitej produkcji. W ZSRR i USA był jeszcze wyższy - 80%.

Główną wadą elektrociepłowni jest wysoki stopień zanieczyszczenie środowiska dwutlenkiem węgla, a także duży obszar zajmowany przez składowiska popiołu.

Czytaj i pisz użyteczne