Cel mai vechi TPP din URSS. Centrale termice

Energia ascunsă în combustibilii fosili - cărbune, petrol sau gaze naturale - nu poate fi obținută imediat sub formă de electricitate. Combustibilul este ars mai întâi. Căldura degajată încălzește apa și o transformă în abur. Aburul rotește turbina, iar turbina este rotorul generatorului, care generează, adică generează, curent electric.

Schema de funcționare a unei centrale electrice în condensare.

TPP Slavyanskaya. Ucraina, regiunea Donețk.

Întregul proces complex, în mai multe etape, poate fi observat la o centrală termică (TPP) echipată cu mașini electrice care transformă energia ascunsă în combustibilii fosili (șisturi bituminoase, cărbune, petrol și produsele acestuia, gaze naturale) în energie electrică. Principalele părți ale TPP sunt o centrală de cazane, o turbină cu abur și un generator electric.

Centrala de cazane- un set de dispozitive pentru producerea vaporilor de apă sub presiune. Este format dintr-un cuptor în care combustibil organic, un spațiu cuptor prin care produsele de ardere trec în coș și un cazan cu abur în care fierbe apa. Partea cazanului care intră în contact cu flacăra în timpul încălzirii se numește suprafață de încălzire.

Există 3 tipuri de cazane: cu fum, cu tub de apă și o singură trecere. În interiorul cazanelor de ardere se plasează o serie de tuburi, prin care produsele de ardere trec în coș. Numeroase tuburi de fum au o suprafață de încălzire uriașă, drept urmare folosesc bine energia combustibilului. Apa din aceste cazane este situată între tuburile de foc.

În cazanele cu tuburi de apă, opusul este adevărat: apa este lăsată prin tuburi, iar gazele fierbinți sunt între tuburi. Principalele părți ale cazanului sunt cuptorul, tuburile cazanului, cazanul de abur și supraîncălzitorul. În tuburile de fierbere are loc procesul de vaporizare. Aburul format în ele intră în cazanul de abur, unde este colectat în partea superioară, deasupra apei clocotite. Din cazanul de abur, aburul trece la supraîncălzitor unde este încălzit suplimentar. Combustibilul este aruncat în acest cazan prin ușă, iar aerul necesar arderii combustibilului este furnizat printr-o altă ușă către suflante. Gazele fierbinți se ridică și, aplecându-se în jurul pereților despărțitori, trec pe calea indicată în diagramă (vezi Fig.).

În cazanele cu trecere o dată, apa este încălzită în țevi lungi serpentine. Apa este pompată în aceste conducte. Trecând prin serpentină, acesta se evaporă complet, iar aburul rezultat este supraîncălzit la temperatura necesară și apoi iese din serpentine.

Centralele de cazane care funcționează cu reîncălzire a aburului sunt parte integrantă instalația numită unitate de putere„cazan – turbină”.

În viitor, de exemplu, pentru a utiliza cărbunele din bazinul Kansk-Achinsk, vor fi construite centrale termice mari, cu o capacitate de până la 6400 MW, cu unități de putere de 800 MW fiecare, unde centralele de cazane vor produce 2650 de tone de abur pe fiecare. oră cu o temperatură de până la 565 ° C și o presiune de 25 MPa.

Centrala de cazane produce abur de înaltă presiune, care merge la turbina cu abur - motorul principal al centralei termice. În turbină, aburul se extinde, îi scade presiunea, iar energia latentă este transformată în energie mecanică. Turbina cu abur antrenează rotorul unui generator care generează electricitate.

În orașele mari, cel mai adesea se construiesc centrale termice și electrice combinate(CHP) și în zonele cu combustibil ieftin - centrale electrice în condensare(IES).

CHP este o centrală termică care produce nu numai energie electrică, ci și căldură sub formă de apă caldă și abur. Aburul care iese din turbina cu abur conține încă multă energie termică. La CHPP, această căldură este utilizată în două moduri: fie aburul după turbină este trimis către consumator și nu se întoarce la stație, fie transferă căldură în schimbătorul de căldură în apă, care este trimisă către consumator și aburul este returnat înapoi în sistem. Prin urmare, CHP are o eficiență ridicată, ajungând la 50-60%.

Distingeți tipurile de încălzire CHP și cele industriale. CET-urile de încălzire încălzesc clădirile rezidențiale și publice și le furnizează apă caldă, cele industriale furnizează căldură întreprinderilor industriale. Transferul aburului de la CHP se realizează pe distanțe de până la câțiva kilometri, iar transferul de apă caldă - până la 30 de kilometri sau mai mult. Ca urmare, în apropierea orașelor mari se construiesc centrale termice.

O cantitate imensă de energie termică este direcționată către termoficarea sau încălzirea centralizată a apartamentelor, școlilor și instituțiilor noastre. Înainte de Revoluția din octombrie, nu exista încălzire centrală pentru case. Casele erau încălzite cu sobe, în care ardeau mult lemn de foc și cărbune. Încălzirea în țara noastră a început în primii ani ai puterii sovietice, când, conform planului GOELRO (1920), a început construcția de mari centrale termice. Capacitate totală de cogenerare la începutul anilor 1980 a depășit 50 milioane kW.

Dar cea mai mare parte a energiei electrice generate de centralele termice provine din centralele electrice în condensare (CPP). Le numim adesea centrale electrice districtuale de stat (GRES). Spre deosebire de centralele termice, unde căldura aburului evacuat în turbină este folosită pentru încălzirea clădirilor rezidențiale și industriale, la CPP-urile, aburul utilizat în motoare (motoare cu abur, turbine) este transformat de condensatoare în apă (condens), care este trimis înapoi la cazane pentru reutilizare. IES sunt construite direct la sursele de alimentare cu apă: lângă un lac, râu, mare. Căldura îndepărtată de la centrala electrică cu apă de răcire se pierde iremediabil. Eficiența IES nu depășește 35–42%.

Conform unui program strict, vagoanele cu cărbune mărunțit fin sunt livrate zi și noapte pe pasajul superior. Un descărcator special răstoarnă vagoanele, iar combustibilul este turnat în buncăr. Morile îl macină cu grijă într-o pulbere de combustibil și împreună cu aerul zboară în cuptorul unui cazan cu abur. Limbi de flacără acoperă strâns mănunchiurile de tuburi în care fierbe apa. Se formează vapori de apă. Prin conducte - conducte de abur - aburul este direcționat către turbină și lovește paletele rotorului turbinei prin duze. După ce a dat energie rotorului, aburul de evacuare merge la condensator, se răcește și se transformă în apă. Pompele îl alimentează înapoi în cazan. Iar energia își continuă mișcarea de la rotorul turbinei la rotorul generatorului. În generator are loc transformarea sa finală: devine electricitate. Acesta este sfârșitul lanțului energetic IES.

Spre deosebire de centralele hidroelectrice, centralele termice pot fi construite oriunde, aduc astfel sursele de energie electrică mai aproape de consumator și amenajarea centralelor termice în mod uniform pe teritoriul regiunilor economice ale țării. Avantajul centralelor termice este că funcționează cu aproape toate tipurile de combustibili fosili - cărbune, șist, combustibil lichid, gaz natural.

Reftinskaya ( Regiunea Sverdlovsk), Zaporojie (Ucraina), Kostroma, Uglegorsk (regiunea Donețk, Ucraina). Capacitatea fiecăruia dintre ele depășește 3000 MW.

Țara noastră este un pionier în construcția de centrale termice, a căror energie este asigurată de reactor nuclear(cm.

Prima centrală electrică centrală, Pearl Street, a fost pusă în funcțiune pe 4 septembrie 1882 în New York City. Stația a fost construită cu sprijinul Edison Illuminating Company, care era condusă de Thomas Edison. Pe el au fost instalate mai multe generatoare Edison cu o putere totală de peste 500 kW. Stația a furnizat energie electrică pe întreaga zonă a New York-ului cu o suprafață de aproximativ 2,5 kilometri pătrați. Stația a ars din temelii în 1890 și doar un dinam a supraviețuit, acum în Greenfield Village Museum, Michigan.

La 30 septembrie 1882 a început să funcționeze prima centrală hidroelectrică, strada Vulcan, din Wisconsin. Autorul proiectului a fost G.D. Rogers, CEO al Appleton Paper & Pulp. La stație a fost instalat un generator cu o capacitate de aproximativ 12,5 kW. Era suficientă electricitate pentru casa lui Rogers și două dintre fabricile lui de hârtie.

Centrală electrică din Gloucester Road. Brighton a fost unul dintre primele orașe din Marea Britanie care au avut electricitate continuă. În 1882, Robert Hammond a fondat Hammond Electric Light Company, iar la 27 februarie 1882, a deschis Centrala Gloucester Road. Stația a constat dintr-un dinam cu perii care a fost folosit pentru a alimenta șaisprezece lămpi cu arc. În 1885, centrala electrică din Gloucester a fost achiziționată de Brighton Electric Light Company. Ulterior, în această zonă a fost construită o nouă stație, formată din trei dinamo de perii cu 40 de lămpi.

Centrala electrică a Palatului de Iarnă

În 1886, într-una dintre curțile Noului Schit, care de atunci se numește Electroyard, a fost construită o centrală electrică după proiectul tehnicianului administrației palatului, Vasily Leontyevich Pashkov. Această centrală a fost cea mai mare din toată Europa timp de 15 ani.

Sala mașinilor a centralei electrice din Palatul de Iarnă. 1901

Inițial, pentru iluminarea Palatului de Iarnă au fost folosite lumânări, iar din 1861 au început să fie folosite lămpi cu gaz. Cu toate acestea, avantajele evidente ale lămpilor electrice i-au determinat pe experți să caute modalități de înlocuire a iluminatului cu gaz în clădirile Palatului de Iarnă și clădirile adiacente Ermitaj.

Inginerul Vasily Leontyevich Pashkov a propus, ca experiment, să folosească electricitatea pentru a ilumina sălile palatului în timpul sărbătorilor de Crăciun și Anul Nou din 1885.

La 9 noiembrie 1885, proiectul pentru construirea unei „fabrici de energie electrică” a fost aprobat de împăratul Alexandru al III-lea. Proiectul prevedea electrificarea Palatului de Iarnă, clădirile Schitului, curtea și împrejurimile timp de trei ani până în 1888.
Lucrarea a fost încredințată lui Vasily Pashkov. Pentru a exclude posibilitatea vibrațiilor clădirii de la funcționarea motoarelor cu abur, centrala electrică a fost amplasată într-un pavilion separat din sticlă și metal. Era situat în a doua curte a Schitului, numită de atunci „Electric”.

Clădirea gării a ocupat o suprafață de 630 m², a fost compusă dintr-o sală de mașini cu 6 cazane, 4 mașini cu abur și 2 locomobile și o cameră cu 36 dinamo electrice. Puterea totală a ajuns la 445 CP. Prima parte a incintei ceremoniale a fost iluminată: Antecamera, Petrovsky, Mareșalul Mareșalului, Armeria, Sălile Sf. Gheorghe, iar iluminarea exterioară a fost amenajată. Au fost propuse trei moduri de iluminare: iluminare completă (de vacanță) de cinci ori pe an (4888 de lămpi cu incandescență și 10 lumânări Yablochkov); de lucru - 230 lămpi cu incandescență; taxă (noapte) - 304 lămpi cu incandescență. Stația consuma aproximativ 30.000 de puds (520 de tone) de cărbune pe an.

Principalul furnizor de echipamente electrice a fost Siemens și Halske, cea mai mare companie electrică din acea vreme.

Rețeaua centralei se extindea în mod constant și până în 1893 era deja de 30 de mii de lămpi cu incandescență și 40 de lămpi cu arc. Nu doar clădirile complexului palat au fost iluminate, ci și Piața Palatului cu clădirile amplasate pe ea.

Crearea centralei electrice Palatul de Iarnă a devenit un exemplu clar al posibilității de a crea o sursă puternică și economică de energie electrică care să poată alimenta un număr mare de consumatori.

Sistemul de iluminat electric al clădirilor Palatului de Iarnă și Hermitage a fost trecut la rețeaua electrică a orașului după 1918. Iar clădirea centralei electrice a Palatului de Iarnă a existat până în 1945, după care a fost demontată.

La 16 iulie 1886, societatea industrială și comercială de iluminat electric a fost înregistrată la Sankt Petersburg. Această dată este considerată a fi data înființării primului sistem energetic rus. Printre fondatori s-au numărat Siemens și Halske, Deutsche Bank și bancherii ruși. Din 1900, compania a fost numită Electric Lighting Society din 1886. Scopul companiei a fost desemnat în funcție de interesele principalului fondator Karl Fedorovich Siemens: „A ilumina străzile, fabricile, uzinele, magazinele și tot felul de alte locuri și spații cu energie electrică” [Ustav..., 1886, p. 3]. Societatea a avut mai multe ramuri în diferite orașe ale țării și a avut o contribuție foarte mare la dezvoltarea sectorului electric al economiei ruse.

Majoritatea populației Rusiei și a altor țări din fosta URSS știe că electrificarea pe scară largă a țării este asociată cu implementarea planului de electrificare de stat a Rusiei (GoElRo) adoptat în 1920.

Pentru dreptate, trebuie menționat că dezvoltarea acestui plan datează din perioada anterioară Primului Război Mondial, care, de fapt, a împiedicat adoptarea lui atunci.

BARINOV V. A., Doctor în Inginerie Științe, ENIN-le. G. M. Krzhizhanovsky

În dezvoltarea industriei energiei electrice din URSS se pot distinge mai multe etape: conectarea centralelor electrice pentru funcționare în paralel și organizarea primelor sisteme de energie electrică (EPS); Dezvoltarea EPS și formarea sistemelor teritoriale unificate de energie electrică (IPS); crearea unui sistem unificat de energie electrică (UES) al părții europene a țării; formarea UES la scară națională (UES a URSS) cu includerea sa în asociația energetică interstatală a țărilor socialiste.
Înainte de Primul Război Mondial, capacitatea totală a centralelor electrice din Rusia prerevoluționară era de 1.141.000 kW, iar generarea anuală de energie electrică era de 2.039 milioane kWh. Cea mai mare centrală termică (TPP) a avut o capacitate de 58 mii kW, cea mai mare capacitate a unității a fost de 10 mii kW. Capacitatea totală a centralelor hidroelectrice (CHP) a fost de 16.000 kW, cea mai mare fiind o CHE cu o capacitate de 1.350 kW. Lungimea tuturor rețelelor cu o tensiune mai mare decât tensiunea generatorului a fost estimată la aproximativ 1000 km.
Bazele dezvoltării industriei energiei electrice a URSS au fost puse prin Planul de stat pentru electrificarea Rusiei (planul GOELRO), elaborat sub conducerea lui VI Lenin, care prevede construirea de mari centrale electrice și rețele electrice. și integrarea centralelor electrice în EPS. Planul GOELRO a fost adoptat în cadrul celui de-al VIII-lea Congres al Sovietelor al Rusiei în decembrie 1920.
Deja pornit stadiul inițial implementarea planului GOELRO, au fost efectuate lucrări semnificative pentru refacerea economiei energetice a țării distruse de război, construirea de noi centrale electrice și rețele electrice. Primele EPS - Moscova și Petrograd - au fost create în 1921. În 1922, prima linie de 110 kV a fost pusă în funcțiune în EPS Moscova, iar rețelele de 110 kV au fost ulterior dezvoltate pe scară largă.
Până la sfârșitul perioadei de 15 ani, planul GOELRO a fost îndeplinit în mod semnificativ peste măsură. Capacitatea instalată a centralelor electrice ale țării în 1935 a depășit 6,9 milioane kW. Producția anuală a depășit 26,2 miliarde kWh. Pentru producerea energiei electrice Uniunea Sovietica pe locul al doilea în Europa și al treilea în lume.
Dezvoltarea intensivă planificată a industriei energiei electrice a fost întreruptă de începutul celui Mare Războiul Patriotic. Relocarea industriei regiunilor de vest în Urali și în regiunile de est ale țării a necesitat dezvoltarea accelerată a sectorului energetic al Uralilor, Kazahstanului de Nord, Siberiei Centrale, Asiei Centrale, precum și Volga, Transcaucazia și Orientul îndepărtat. Sectorul energetic din Urali a primit o dezvoltare excepțional de mare; generarea de energie electrică de către centralele electrice din Urali între 1940 și 1945. a crescut de 2,5 ori și a ajuns la 281% din producția totală a țării.
Restabilirea economiei energetice distruse a început deja la sfârșitul anului 1941; în 1942 s-au efectuat lucrări de restaurare în regiunile centrale ale părții europene a URSS, în 1943 - în regiunile sudice; în 1944 - în regiunile vestice, iar în 1945 aceste lucrări au fost extinse pe întreg teritoriul eliberat al țării.
În 1946, capacitatea totală a centralelor electrice din URSS a atins nivelul de dinainte de război.
Cea mai mare capacitate a centralelor termice în 1950 era de 400 MW; o turbină cu o capacitate de 100 MW la sfârșitul anilor 40 a devenit o unitate tipică introdusă la termocentrale.
În 1953, la Cherepetskaya GRES au fost puse în funcțiune unități de putere cu o capacitate de 150 MW pentru o presiune a aburului de 17 MPa. În 1954 a fost pusă în funcțiune prima centrală nucleară (CNP) din lume cu o capacitate de 5 MW.
Ca parte a capacităților de generare nou puse în funcțiune, capacitatea CHE a crescut. În 1949-1950. au fost luate decizii cu privire la construirea unor hidrocentrale puternice din Volga și construirea primelor linii electrice de lungă distanță (VL). În 1954-1955, a început construcția celor mai mari centrale hidroelectrice Bratsk și Krasnoyarsk.
Până în 1955, trei sisteme de energie electrică integrate separat din partea europeană a țării au primit o dezvoltare semnificativă; Centru, Ural și Sud; generarea totală a acestor IES-uri a reprezentat aproximativ jumătate din toată energia electrică produsă în țară.
Tranziția la următoarea etapă în dezvoltarea sectorului energetic a fost asociată cu punerea în funcțiune a CHE Volzhsky și a liniilor aeriene de 400-500 kV. În 1956, prima linie aeriană cu o tensiune de 400 kV Kuibyshev - Moscova a fost pusă în funcțiune. Performanța tehnică și economică ridicată a acestei linii aeriene a fost atinsă prin dezvoltarea și implementarea unui număr de măsuri pentru îmbunătățirea stabilității și a debitului acesteia: împărțirea fazei în trei fire, construirea punctelor de comutare, accelerarea funcționării întrerupătoarelor și a protecției releului, utilizarea compensarea capacitivă longitudinală pentru reactivitatea liniei și capacitatea liniei de compensare transversală cu ajutorul reactoarelor de șunt, introducerea regulatoarelor automate de excitație (ARV) ale generatoarelor de „acțiune puternică” ale centralei hidroelectrice de pornire și compensatoare sincrone puternice ale stațiilor de recepție etc.
Când linia aeriană Kuibyshev-Moscova de 400 kV a fost pusă în funcțiune, EES Kuibyshev din regiunea Volga de Mijloc s-a alăturat operațiunii în paralel cu IPS-ul Centrului; aceasta a pus bazele unificării EES din diferite regiuni și creării EES din partea europeană a URSS.
Odată cu introducerea în 1958-1959. secțiunile liniei aeriene Kuibyshev-Ural, EPS-ul Centrului, Cis-Urals și Urali au fost comasate.
În 1959, primul circuit al liniei aeriene Volgograd-Moscova de 500 kV a fost pus în funcțiune, iar EES Volgograd a devenit parte a UES a Centrului; în 1960, Centrul EES al Regiunii Centrale Cernoziom a aderat la UES.
În 1957, a fost finalizată construcția CHE Volzhskaya numită după V.I. Lenin cu unități de 115 MW, în 1960 - CHE Volzhskaya numită după V.I. XXII Congres al PCUS. În 1950-1960. De asemenea, au fost finalizate Gorkovskaya, Kamskaya, Irkutskaya, Novosibirskaya, Kremenchugskaya, Kakhovskaya și o serie de alte CHE. La sfârșitul anilor 50, au fost puse în funcțiune primele unități de putere în serie pentru o presiune a aburului de 13 MPa: cu o capacitate de 150 MW la Pridneprovskaya GRES și 200 MW la Zmievskaya GRES.
În a doua jumătate a anilor 50 a fost finalizată unificarea EES a Transcaucaziei; a avut loc un proces de unificare a EPS din Nord-Vest, Volga Mijlociu și Caucaz de Nord. Din 1960, a început formarea IPS din Siberia și Asia Centrală.
S-a realizat o construcție extinsă de rețele electrice. De la sfârșitul anilor 50 a început introducerea unei tensiuni de 330 kV; rețelele de această tensiune au fost foarte dezvoltate în zonele de sud și nord-vest ale părții europene a URSS. În 1964, a fost finalizat transferul liniilor aeriene de lungă distanță de 400 kV la tensiunea de 500 kV și a fost creată o singură rețea de 500 kV, dintre care secțiuni au devenit principalele legături principale ale UES din partea europeană a URSS; Ulterior, în UES din partea de est a țării, funcțiile rețelei principale au început să fie transferate la o rețea de 500 kV suprapusă unei rețele dezvoltate de 220 kV.
Din anii 60 trăsătură caracteristică dezvoltarea industriei energiei electrice a fost o creștere consistentă a ponderii unităților de putere în componența capacităților puse în funcțiune ale centralelor termice. În 1963, primele unități de putere de 300 MW au fost puse în funcțiune la centralele electrice din districtul de stat Pridneprovskaya și Cherepetskaya. În 1968, au fost puse în funcțiune o unitate de putere de 500 MW la Nazarovskaya GRES și o unitate de putere de 800 MW la Slavyanskaya GRES. Toate aceste unități funcționau la presiune supercritică a aburului (24 MPa).
Predominanța punerii în funcțiune a unităților puternice, ai căror parametri sunt nefavorabili în ceea ce privește stabilitatea, a complicat sarcinile de asigurare a funcționării fiabile a IPS și UES. Pentru rezolvarea acestor probleme, a devenit necesară dezvoltarea și implementarea ARV a acțiunii puternice a generatoarelor de unități de putere; a necesitat, de asemenea, utilizarea de descărcare automată de urgență a centralelor termice puternice, inclusiv controlul automat de urgență al puterii turbinelor cu abur ale unităților de putere.
A continuat construcția intensivă de hidrocentrale; în 1961, o unitate hidraulică de 225 MW a fost pusă în funcțiune la CHE Bratskaya; în 1967, primele hidrounități de 500 MW au fost puse în funcțiune la CHE Krasnoyarsk. În anii '60, a fost finalizată construcția Bratskaya, Botkinskaya și a unui număr de alte centrale hidroelectrice.
Construcția a început în partea de vest a țării centrale nucleare. În 1964, o unitate de putere de 100 MW a fost pusă în funcțiune la CNE Beloyarskși o unitate de putere de 200 MW la CNE Novovoronezh; în a doua jumătate a anilor 1960, la aceste centrale nucleare au fost puse în funcțiune a doua unități de putere: 200 MW la Beloyarskaya și 360 MW la Novovoronezhskaya.
În anii 60, formarea părții europene a URSS a continuat și a fost finalizată. În 1962, liniile aeriene de 220-110 kV au fost conectate pentru funcționarea paralelă a UES din sudul și nordul Caucazului. În același an, au fost finalizate lucrările la prima etapă a liniei experimentale de transport a energiei industriale 800 kV DC Volgograd-Donbass, care a pus bazele comunicației intersistem Centru-Sud; Această linie aeriană a fost finalizată în 1965.

An	Capacitatea instalată a centralelor electrice, milioane kW	Superior Voltaj, kV*	Lungimea liniilor aeriene*, mii km

* Fără linii aeriene de 800 kV DC. ** Inclusiv linii aeriene de 400 kV.
În 1966, prin închiderea conexiunilor intersistem 330-110 kV Nord-Vest-Centru, UPS-ul Nord-Vest a fost conectat la operare în paralel. În 1969, a fost organizată funcționarea paralelă a UES Centrului și Sudului de-a lungul rețelei de distribuție de 330-220-110 kV, iar toate asociațiile de putere care fac parte din UES au început să funcționeze sincron. În 1970, prin conexiuni de 220-110 kV, Transcaucazia - Caucazul de Nord s-a alăturat exploatării paralele a IPS Transcaucazia.
Astfel, la începutul anilor 1970 a început trecerea la următoarea etapă de dezvoltare a industriei de energie electrică a țării noastre - formarea UES a URSS. Ca parte a UES din partea europeană a țării în 1970, UES din Centru, Urali, Volga Mijlociu, Nord-Vest, Sud, Caucaz de Nord și Transcaucazia, care includea 63 de EES, au lucrat în paralel. . Trei IPS teritoriale - Kazahstan, Siberia și Asia Centrală au lucrat separat; IPS-ul Estului era în proces de formare.
În 1972, UES Kazahstanului a devenit parte a UES a URSS (două EES ale acestei republici - Alma-Ata și Kazahstanul de Sud - au lucrat izolat de alte EES ale RSS Kazahstan și au făcut parte din UES din Asia Centrală). În 1978, odată cu finalizarea construcției unei linii aeriene de tranzit de 500 kV, Siberia-Kazahstan-Ural s-a alăturat operațiunii paralele a IPS din Siberia.
În același 1978, a fost finalizată construcția unei linii aeriene interstatale de 750 kV Ucraina de Vest (URSS) - Albertirsha (Ungaria), iar din 1979 a început funcționarea paralelă a UES al URSS și IPS din țările membre CMEA. . Ținând cont de IPS-ul Siberiei, care are legături cu EES al Republicii Populare Mongole, s-a constituit o asociație a EES din țările socialiste, care acoperă un teritoriu vast de la Ulaanbaatar până la Berlin.
Electricitatea este exportată din rețelele UES ale URSS către Finlanda, Norvegia și Turcia; printr-o substație de convertizor DC din apropierea orașului Vyborg, UES-ul URSS este conectat la interconectarea energetică a țărilor scandinave NORDEL.
Dinamica structurii capacităților de generare în anii 70 și 80 se caracterizează prin punerea în funcțiune în creștere a capacităților la centralele nucleare din zona de vest a țării; punerea în funcțiune în continuare a capacităților la hidrocentrale de înaltă eficiență, în principal în partea de est a țării; începerea lucrărilor la crearea complexului de combustibil și energie Ekibastuz; o creștere generală a concentrației capacităților de generare și o creștere a capacității unitare a unităților.

În 1971-1972. două reactoare cu apă sub presiune cu o capacitate de 440 MW fiecare (VVER-440) au fost puse în funcțiune la CNE Novovoronezh; în 1974, primul reactor apă-grafit (cap) cu o capacitate de 1000 MW (RBMK-1000) a fost pus în funcțiune la CNE Leningrad; în 1980, un reactor generator de 600 MW (BN-600) a fost pus în funcțiune la CNE Beloyarsk; în 1980, reactorul VVER-1000 a fost introdus la CNE Novovoronezh; în 1983, la CNE Ignalina a fost dat în exploatare primul reactor cu o capacitate de 1500 MW (RBMK-1500).
În 1971, la Slavyanskaya GRES a fost pusă în funcțiune o unitate de putere de 800 MW cu o turbină cu un singur arbore; în 1972, la Mosenergo au fost puse în funcţiune două unităţi de cogenerare de 250 MW; în 1980, la GRES Kostromskaya a fost pusă în funcțiune o unitate de putere de 1200 MW pentru parametrii de abur supercritici.
În 1972, prima centrală electrică cu acumulare prin pompare din URSS (PSPP) - Kievskaya - a intrat în funcțiune; în 1978, prima unitate hidraulică de 640 MW a fost pusă în funcțiune la CHE Sayano-Shushenskaya. Din 1970 până în 1986, Krasnoyarskaya, Saratovskaya, Cheboksarskaya, Ingurskaya, Toktogulskaya, Nurekskaya, Ust-Ilimskaya, Sayano-Shushenskaya, Zeyaskaya și o serie de alte CHE au fost puse în funcțiune.
În 1987, capacitatea celor mai mari centrale electrice a atins: centrale nucleare - 4000 MW, centrale termice - 4000 MW, centrale hidroelectrice - 6400 MW. Ponderea centralelor nucleare în capacitatea totală a centralelor electrice ale UES a URSS a depășit 12%; ponderea unităților de condensare și încălzire de 250-1200 MW s-a apropiat de 60% din capacitatea totală a TPP-urilor.
Progresul tehnologic în dezvoltarea rețelelor backbone se caracterizează printr-o tranziție treptată la niveluri mai mari de tensiune. Dezvoltarea tensiunii de 750 kV a început cu punerea în funcțiune în 1967 a liniei aeriene industriale pilot 750 kV Konakovskaya GRES-Moscova. În perioada 1971-1975. a fost construită o autostradă latitudinală de 750 kV Donbass-Dnepr-Vinnitsa-Vestul Ucrainei; această linie principală a fost apoi continuată de linia aeriană de 750 kV URSS-Ungaria introdusă în 1978. În 1975, a fost construită o conexiune intersistem Leningrad-Konakovo de 750 kV, care a făcut posibilă transferul puterii în exces a UPS-ului de nord-vest către UPS-ul Centrului. Dezvoltarea ulterioară a rețelei de 750 kV a fost legată în principal de condițiile de producere a energiei din marile centrale nucleare și de necesitatea întăririi legăturilor interstatale cu IPS din țările membre CMEA. Pentru a crea conexiuni puternice cu partea de est a UES, se construiește o linie aeriană principală de 1150 kV Kazahstan-Ural; se lucrează la construirea unui transport de energie electrică de 1500 kV DC Ekibastuz - Centru.
Creșterea capacității instalate a centralelor electrice și a lungimii rețelelor electrice 220-1150 kV UES ale URSS pentru perioada 1960-1987 se caracterizează prin datele prezentate în tabel.
Sistemul energetic unificat al țării este în curs de dezvoltare plan de stat un complex de instalaţii electrice interconectate unite printr-un regim tehnologic comun şi unul centralizat Managementul operational. Unificarea EPS face posibilă creșterea ratei de creștere a capacităților energetice și reducerea costului de construcție a energiei prin consolidarea centralelor electrice și creșterea capacității unitare a unităților. Concentrarea capacităților energetice cu punerea în funcțiune predominantă a celor mai puternice unități economice fabricate de industria autohtonă asigură o creștere a productivității muncii și o îmbunătățire a indicatorilor tehnico-economici ai producției de energie.
Unificarea EPS creează oportunități de reglare rațională a structurii combustibilului consumat, ținând cont de situația în schimbare a combustibilului; este conditie necesara soluţionarea problemelor hidroenergetice complexe cu utilizarea optimă a resurselor de apă ale principalelor râuri ale ţării pentru economia naţională în ansamblu. O reducere sistematică a consumului specific de combustibil standard pe kilowatt-oră eliberat din anvelopele TPP-urilor este asigurată prin îmbunătățirea structurii capacităților de generare și reglementarea economică a regimului energetic general al UES al URSS.
Asistența reciprocă a EPS care funcționează în paralel creează posibilitatea unei creșteri semnificative a fiabilității sursei de alimentare. Creșterea capacității totale instalate a centralelor electrice UES din cauza scăderii sarcinii maxime anuale din cauza diferenței de timp a declanșării maximelor EPS și a reducerii capacității de rezervă necesare depășește 15 milioane kW.
Efectul economic de ansamblu de la crearea UES al URSS la nivelul dezvoltării acestuia atins până la mijlocul anilor 1980 (în comparație cu munca izolată a UES) este estimat printr-o scădere a investițiilor de capital în industria energiei electrice prin 2,5 miliarde de ruble. și o scădere a costurilor anuale de exploatare cu aproximativ 1 miliard de ruble.

Definiția TPP, tipuri și caracteristici ale TPP. Clasificare TPP

Definiția TPP, tipuri și caracteristici ale TPP. Clasificare TPP, dispozitiv TPP

Definiție

turn de racire

Specificații

Clasificare

Centrală combinată termică și electrică

Dispozitiv mini-CHP

Scopul mini-CHP

Utilizarea căldurii de la mini-CHP

Combustibil pentru mini-CHP

Mini-CHP și ecologie

Motor cu turbină cu gaz

Centrală cu ciclu combinat

Principiul de funcționare

Avantaje

Răspândirea

centrala electrica in condensare

Poveste

Principiul de funcționare

Sistemele principale

Influenta la mediu inconjurator

Starea curenta

Verkhnetagilskaya GRES

Kashirskaya GRES

Pskovskaya GRES

Stavropolskaya GRES

Smolenskaya GRES

Centrala termica este(sau centrală termică) - o centrală electrică care generează energie electrică prin transformarea energiei chimice a combustibilului în energie mecanică de rotație a arborelui unui generator electric.

Unitățile principale ale centralei termice sunt:

Motoare - unități de putere ale centralei termice

Generatoare electrice

Schimbătoare de căldură ale centralei termice

Turnuri de răcire.

turn de racire

Turn de răcire (germană: gradieren - pentru a îngroșa saramură; inițial, turnurile de răcire erau folosite pentru extragerea sării prin evaporare) - un dispozitiv pentru răcirea unei cantități mari de apă cu un flux direcționat de aer atmosferic. Uneori, turnurile de răcire sunt numite și turnuri de răcire.

În prezent, turnurile de răcire sunt utilizate în principal în sistemele de alimentare cu apă circulantă pentru răcirea schimbătoarelor de căldură (de regulă, la centrale termice, centrale termice). În inginerie civilă, turnurile de răcire sunt utilizate în aer condiționat, de exemplu, pentru răcirea condensatoarelor unităților frigorifice, răcirea generatoarelor de energie de urgență. În industrie, turnurile de răcire sunt folosite pentru răcirea mașinilor frigorifice, mașinilor de turnat plastic și pentru purificarea chimică a substanțelor.

Procesul de răcire are loc datorită evaporării unei părți a apei atunci când curge în jos într-o peliculă subțire sau picături de-a lungul unui aspersor special, de-a lungul căruia este furnizat un flux de aer în direcția opusă mișcării apei. Când 1% din apă se evaporă, temperatura apei rămase scade cu 5,48 °C.

De regulă, turnurile de răcire sunt folosite acolo unde nu este posibilă utilizarea rezervoarelor mari pentru răcire (lacuri, mări). În plus, această metodă de răcire este mai ecologică.

O alternativă simplă și ieftină la turnurile de răcire sunt iazurile de stropire, unde apa este răcită prin simpla stropire.

Specificații

Parametrul principal al turnului de răcire este valoarea densității de irigare - valoarea specifică a consumului de apă pe 1 m² de suprafață de irigare.

Principalii parametri de proiectare ai turnurilor de răcire sunt determinați printr-un calcul tehnic și economic în funcție de volumul și temperatura apei răcite și de parametrii atmosferici (temperatură, umiditate etc.) la locul de instalare.

Folosirea turnurilor de răcire în timpul iernii, în special în climatele aspre, poate fi periculoasă din cauza posibilității de îngheț a turnului de răcire. Acest lucru se întâmplă cel mai adesea în locul în care aerul înghețat intră în contact cu o cantitate mică de apă caldă. Pentru a preveni înghețarea turnului de răcire și, în consecință, defectarea acestuia, este necesar să se asigure distribuția uniformă a apei răcite pe suprafața sprinklerului și să se monitorizeze aceeași densitate a irigației în secțiuni separate ale turnului de răcire. De asemenea, suflantele sunt adesea expuse la gheață din cauza utilizării necorespunzătoare a turnului de răcire.

Clasificare

În funcție de tipul de sprinkler, turnurile de răcire sunt:

film;

picatură;

spray;

Metoda de alimentare cu aer:

ventilator (împingerea este creată de un ventilator);

turn (tracțiunea este creată folosind un turn de evacuare înalt);

deschis (atmosferic), folosind forța vântului și convecția naturală atunci când aerul se deplasează prin sprinkler.

Turnurile de răcire cu ventilatoare sunt cele mai eficiente din punct de vedere tehnic, deoarece asigură o răcire mai profundă și mai bună a apei, rezistă la sarcini specifice mari de căldură (cu toate acestea, necesită consum de energie electrică pentru a antrena ventilatoarele).

Tipuri

Centrale termice cu turbină

Centrale electrice în condensare (GRES)

Centrale combinate de căldură și energie (centrale de cogenerare, centrale termice)

Centrale electrice cu turbine cu gaz

Centrale electrice bazate pe centrale cu ciclu combinat

Centrale electrice bazate pe motoare cu piston

Aprindere prin compresie (diesel)

Cu aprindere prin scânteie

ciclu combinat

Centrală combinată termică și electrică

Centrala termică (CHP) este un tip de centrală termică care produce nu numai energie electrică, ci este și o sursă de energie termică în sisteme centralizate furnizarea de căldură (sub formă de abur și apă caldă, inclusiv pentru furnizarea de apă caldă și încălzirea instalațiilor rezidențiale și industriale). De regulă, o centrală de cogenerare trebuie să funcționeze după un program de încălzire, adică generarea de energie electrică depinde de generarea de energie termică.

La amplasarea unui CHP, se ia în considerare apropierea consumatorilor de căldură sub formă de apă caldă și abur.

Mini CHP

Mini-CHP - o centrală mică combinată de căldură și energie electrică.

Dispozitiv mini-CHP

Mini-CHP-urile sunt centrale termice care servesc pentru producerea în comun a energiei electrice și termice în unități cu o capacitate unitară de până la 25 MW, indiferent de tipul echipamentului. În prezent, următoarele instalații au găsit o aplicație largă în ingineria energiei termice străine și interne: turbine cu abur, turbine cu abur în condensare cu extracție aburului, centrale cu turbine cu gaz cu recuperare de apă sau abur energie termică, piston pe gaz, unități gaz-diesel și diesel cu recuperare de căldură diverse sisteme aceste unitati. Termenul centrale de cogenerare este folosit ca sinonim pentru termenii mini-CHP și CHP, cu toate acestea, are un sens mai larg, deoarece implică producția în comun (co-comun, generare - producție) a diverselor produse, care pot fi atât electrice. și energie termică și și alte produse, cum ar fi căldura și dioxidul de carbon, electricitatea și frigul etc. De fapt, termenul de trigenerare, care implică producerea de energie electrică, căldură și frig, este, de asemenea, un caz special de cogenerare. O caracteristică distinctivă a unui mini-CHP este utilizarea mai economică a combustibilului pentru tipurile de energie produse, în comparație cu metodele separate general acceptate de producere a acestora. Acest lucru se datorează faptului că energia electrică la nivel național este produsă în principal în ciclurile de condensare ale centralelor termice și centralelor nucleare, care au o eficiență electrică de 30-35% în absența unui consumator de căldură. De fapt, această stare de fapt este determinată de raportul existent între sarcinile electrice și termice ale așezărilor, natura diferită a modificării acestora pe parcursul anului, precum și imposibilitatea transmiterii energiei termice pe distanțe mari, spre deosebire de energia electrică.

Modulul mini-CHP include un motor alternativ cu gaz, turbină cu gaz sau diesel, un generator de energie electrică, un schimbător de căldură pentru utilizarea căldurii din apă la răcirea motorului, ulei și gaze de eșapament. Un cazan de apă caldă este de obicei adăugat la un mini-CHP pentru a compensa încărcătura termică la orele de vârf.

Scopul mini-CHP

Scopul principal al unui mini-CHP este de a genera energie electrică și termică din diferite feluri combustibil.

Conceptul de a construi un mini-CHP în imediata apropiere a consumatorului are o serie de avantaje (comparativ cu centralele de cogenerare mari):

evită costul construirii unor linii electrice de înaltă tensiune (TL) costisitoare și periculoase;

sunt excluse pierderile în timpul transmisiei de putere;

nu e nevoie costuri financiare pentru executare specificații pentru a se conecta la rețele

alimentare centralizată cu energie electrică;

alimentarea neîntreruptă a consumatorului;

alimentare cu energie electrică de înaltă calitate, respectarea valorilor specificate de tensiune și frecvență;

eventual realizarea de profit.

În lumea modernă, construcția mini-CHP câștigă amploare, avantajele sunt evidente.

Utilizarea căldurii de la mini-CHP

O parte semnificativă a energiei de ardere a combustibilului în generarea de electricitate este energia termică.

Există opțiuni pentru utilizarea căldurii:

utilizarea directă a energiei termice de către consumatorii finali (cogenerare);

alimentare cu apă caldă (ACM), încălzire, nevoi tehnologice (abur);

conversia parțială a energiei termice în energie rece (trigenerare);

frigul este produs de o mașină frigorifică cu absorbție care nu consumă energie electrică, ci termică, ceea ce face posibilă utilizarea destul de eficientă a căldurii vara pentru aer condiționat sau pentru nevoi tehnologice;

Combustibil pentru mini-CHP

Tipuri de combustibil folosit

gaze: gaze naturale principale, gaze naturale lichefiate și alte gaze combustibile;

combustibil lichid: ulei, păcură, combustibil diesel, biodiesel și alte lichide combustibile;

combustibil solid: cărbune, lemn, turbă și alte tipuri de biocombustibili.

Cel mai eficient și mai ieftin combustibil din Rusia este principalul gaz natural, precum și gazul asociat.

Mini-CHP și ecologie

Utilizarea căldurii reziduale de la motoarele centralelor electrice în scopuri practice este o trăsătură distinctivă a mini-CHP și se numește cogenerare (cogenerare).

Producția combinată a două tipuri de energie la un mini-CHP contribuie la o utilizare mult mai ecologică a combustibilului în comparație cu generarea separată de electricitate și energie termică la centralele de cazane.

Înlocuind cazanele care utilizează combustibil irațional și poluează atmosfera orașelor și orașelor, mini-CHP contribuie nu numai la economii semnificative de combustibil, ci și la îmbunătățirea purității bazinului de aer și la îmbunătățirea condiției generale de mediu.

Sursa de energie pentru mini-CHP cu piston și turbine cu gaz este, de regulă, gazul natural. Combustibil organic cu gaz natural sau asociat care nu poluează atmosfera cu emisii solide

Motor cu turbină cu gaz

Un motor cu turbină cu gaz (GTE, TRD) este un motor termic în care gazul este comprimat și încălzit, iar apoi energia gazului comprimat și încălzit este convertită în lucru mecanic pe arborele turbinei cu gaz. Spre deosebire de un motor cu piston, procesele dintr-un motor cu turbină cu gaz au loc într-un flux de gaz în mișcare.

Aerul atmosferic comprimat de la compresor intră în camera de ardere, acolo este de asemenea furnizat combustibil, care, atunci când este ars, formează o cantitate mare de produse de ardere la presiune ridicată. Apoi, în turbina cu gaz, energia produșilor gazoși de combustie este transformată în lucru mecanic datorită rotației palelor de către jetul de gaz, din care o parte este cheltuită pentru comprimarea aerului din compresor. Restul lucrării este transferat la unitatea condusă. Munca consumată de această unitate este munca utilă a motorului cu turbină cu gaz. Motoarele cu turbină cu gaz au cea mai mare putere specifică dintre motoarele cu ardere internă, până la 6 kW/kg.

Protozoare motor cu turbină cu gaz are o singura turbina, care actioneaza compresorul si in acelasi timp este o sursa de putere utila. Acest lucru impune o restricție asupra modurilor de funcționare ale motorului.

Uneori, motorul este cu mai mulți arbori. În acest caz, există mai multe turbine în serie, fiecare dintre ele antrenând propriul arbore. Turbina de înaltă presiune (prima după camera de ardere) antrenează întotdeauna compresorul motorului, iar cele ulterioare pot antrena atât o sarcină externă (elice de elicopter sau nave, generatoare electrice puternice etc.), cât și compresoare suplimentare de motor situate în față. a celui principal.

Avantajul unui motor cu mai mulți arbori este că fiecare turbină funcționează la viteză și sarcină optime. Cu o sarcină antrenată de la arborele unui motor cu un singur arbore, răspunsul la accelerație al motorului, adică capacitatea de a se învârti rapid, ar fi foarte slab, deoarece turbina trebuie să furnizeze putere atât pentru a oferi motorului un cantitate mare de aer (puterea este limitată de cantitatea de aer) și să accelereze sarcina. Cu o schemă cu doi arbori, un rotor ușor de înaltă presiune intră rapid în regim, furnizând motorului aer și turbinei presiune scăzută mult gaz pentru accelerare. De asemenea, este posibil să utilizați un demaror mai puțin puternic pentru accelerare atunci când porniți doar rotorul de înaltă presiune.

Centrală cu ciclu combinat

Centrală cu ciclu combinat - o stație de generare electrică care servește la producerea de căldură și electricitate. Se deosebește de centralele alimentate cu abur și de turbine cu gaz prin eficiență crescută.

Principiul de funcționare

Instalația cu ciclu combinat este formată din două unități separate: putere cu abur și turbină cu gaz. Într-o instalație cu turbine cu gaz, turbina este rotită de produșii gazoși ai arderii combustibilului. Combustibilul poate fi atât gaz natural, cât și produse industria petrolului(pacură, motorină). Pe același arbore cu turbina se află primul generator, care, datorită rotației rotorului, generează un curent electric. Trecând prin turbina cu gaz, produsele de ardere îi conferă doar o parte din energia lor și au încă o temperatură ridicată la ieșirea din turbina cu gaz. De la ieșirea din turbina cu gaz, produsele de ardere intră în centrala electrică cu abur, în cazanul de căldură reziduală, unde încălzesc apa și aburul rezultat. Temperatura produselor de ardere este suficientă pentru a aduce aburul la starea necesară pentru utilizare într-o turbină cu abur (o temperatură a gazelor arse de aproximativ 500 de grade Celsius face posibilă obținerea aburului supraîncălzit la o presiune de aproximativ 100 de atmosfere). Turbina cu abur antrenează un al doilea generator electric.

Avantaje

Centralele cu ciclu combinat au o eficiență electrică de aproximativ 51-58%, în timp ce pentru centralele alimentate cu abur sau cu turbine cu gaz care funcționează separat, acesta fluctuează în jurul a 35-38%. Acest lucru nu numai că reduce consumul de combustibil, dar și emisiile de gaze cu efect de seră.

Deoarece instalația cu ciclu combinat extrage căldura din produsele de ardere mai eficient, este posibil să se ardă combustibil la mai mult temperaturi mari, ca urmare, nivelul emisiilor de oxizi de azot în atmosferă este mai scăzut decât cel al altor tipuri de plante.

Cost de producție relativ scăzut.

Răspândirea

În ciuda faptului că avantajele ciclului abur-gaz au fost dovedite pentru prima dată în anii 1950 de către academicianul sovietic Khristianovici, acest tip de instalații de generare a energiei nu a fost utilizat pe scară largă în Rusia. Mai multe CCGT experimentale au fost construite în URSS. Un exemplu sunt unitățile de putere cu o capacitate de 170 MW la Nevinnomysskaya GRES și cu o capacitate de 250 MW la Moldavskaya GRES. V anul trecut O serie de unități puternice de putere cu ciclu combinat au fost puse în funcțiune în Rusia. Printre ei:

2 unități de putere cu o capacitate de 450 MW fiecare la CCE Severo-Zapadnaya din Sankt Petersburg;

1 unitate de putere cu o capacitate de 450 MW la CHPP-2 Kaliningrad;

1 unitate CCGT cu o capacitate de 220 MW la CET Tyumen-1;

2 CCGT cu o capacitate de 450 MW la CHPP-27 și 1 CCGT la CHPP-21 la Moscova;

1 unitate CCGT cu o capacitate de 325 MW la Ivanovskaya GRES;

2 unități de putere cu o capacitate de 39 MW fiecare la TPP Sochinskaya

Din septembrie 2008, mai multe CCGT-uri se află în diferite stadii de proiectare sau construcție în Rusia.

În Europa și SUA, la majoritatea centralelor termice funcționează instalații similare.

centrala electrica in condensare

O centrală electrică în condensare (CPP) este o centrală termică care produce numai energie electrică. Din punct de vedere istoric, a primit denumirea de „GRES” - centrala regională de stat. De-a lungul timpului, termenul „GRES” și-a pierdut sensul inițial („district”) și în înțelegere modernăînseamnă, de regulă, o centrală electrică în condensare (CPP) de capacitate mare (mii de MW) care funcționează în sistemul energetic interconectat împreună cu alte centrale mari. Cu toate acestea, trebuie avut în vedere faptul că nu toate stațiile care au abrevierea „GRES” în nume sunt în condensare, unele dintre ele funcționând ca centrale termice combinate.

Poveste

Primul GRES „Electroperedachi”, cel de astăzi „GRES-3”, a fost construit lângă Moscova, în orașul Elektrogorsk, în anii 1912-1914. din iniţiativa inginerului R. E. Klasson. Combustibilul principal este turba, puterea este de 15 MW. În anii 1920, planul GOELRO prevedea construirea mai multor centrale termice, dintre care Kashirskaya GRES este cea mai faimoasă.

Principiul de funcționare

Apa încălzită într-un cazan cu abur la o stare de abur supraîncălzit (520-565 grade Celsius) rotește o turbină cu abur care antrenează un turbogenerator.

Excesul de căldură este eliberat în atmosferă (corpurile de apă din apropiere) prin intermediul unităților de condensare, spre deosebire de centralele combinate de căldură și energie, care transferă căldura în exces la nevoile instalațiilor din apropiere (de exemplu, casele de încălzire).

O centrală electrică în condensare funcționează de obicei pe ciclul Rankine.

Sistemele principale

IES este un complex energetic complex format din clădiri, structuri, echipamente electrice și alte echipamente, conducte, fitinguri, instrumente și automatizări. Principalele sisteme IES sunt:

centrala de cazane;

instalație cu turbine cu abur;

economie de combustibil;

sistem de îndepărtare a cenușii și zgurii, curățarea gazelor de ardere;

partea electrica;

alimentare tehnică cu apă (pentru a elimina excesul de căldură);

sistem de tratare chimică și tratare a apei.

În timpul proiectării și construcției IES, sistemele sale sunt amplasate în clădirile și structurile complexului, în primul rând în clădirea principală. În timpul funcționării IES, personalul care gestionează sistemele, de regulă, este combinat în ateliere (cazan-turbină, electrice, alimentare cu combustibil, tratare chimică a apei, automatizări termice etc.).

Centrala de cazane este situata in camera de cazane a cladirii principale. În regiunile de sud ale Rusiei, instalația de cazane poate fi deschisă, adică fără pereți și acoperiș. Instalația este formată din cazane de abur (generatoare de abur) și conducte de abur. Aburul de la cazane este transferat la turbine prin conducte de abur sub tensiune. Conductele de abur ale diferitelor cazane nu sunt de obicei reticulate. O astfel de schemă se numește „bloc”.

Instalația de turbine cu abur este situată în sala mașinilor și în secțiunea dezaerator (buncăr-dezaerator) a clădirii principale. Include:

turbine cu abur cu generator electric pe un ax;

un condensator în care aburul care a trecut prin turbină este condensat pentru a forma apă (condens);

pompe de condens și alimentare care returnează condensul (apa de alimentare) la cazanele de abur;

încălzitoare cu recuperare de joasă și înaltă presiune (LPH și HPH) - schimbătoare de căldură în care apa de alimentare este încălzită prin extracția aburului din turbină;

dezaerator (care servește și ca HDPE), în care apa este purificată de impuritățile gazoase;

conducte și sisteme auxiliare.

Economia de combustibil are o compoziție diferită în funcție de combustibilul principal pentru care este proiectat IES. Pentru IES pe cărbune, economia de combustibil include:

un dispozitiv de dezghețare (așa-numitul „teplyak” sau „șoprat”) pentru dezghețarea cărbunelui în vagoane deschise cu gondolă;

dispozitiv de descărcare (de obicei un vagon basculant);

un depozit de cărbune deservit de o macara sau o mașină specială de reîncărcare;

instalatie de concasare pentru măcinarea preliminară a cărbunelui;

transportoare pentru mutarea cărbunelui;

sisteme de aspirație, blocare și alte sisteme auxiliare;

sistem de pulverizare, inclusiv mori de cărbune cu bile, role sau ciocan.

Sistemul de pulverizare, precum și buncărul de cărbune, sunt amplasate în compartimentul buncăr-deaerator al clădirii principale, restul dispozitivelor de alimentare cu combustibil sunt în afara clădirii principale. Ocazional, este amenajată o plantă centrală de praf. Depozitul de cărbune este calculat pentru 7-30 de zile muncă continuă IES. O parte din dispozitivele de alimentare cu combustibil este rezervată.

Economia de combustibil a IES care funcționează cu gaze naturale este cea mai simplă: include un punct de distribuție a gazelor și conducte de gaz. Cu toate acestea, la astfel de centrale electrice, păcură este folosită ca sursă de rezervă sau sezonieră, astfel încât se organizează și o economie de păcură. Instalațiile petroliere sunt construite și la centralele pe cărbune, unde păcură este folosită pentru a aprinde cazanele. Industria petrolieră include:

dispozitiv de primire și drenare;

depozitare de păcură cu rezervoare din oțel sau beton armat;

păcură stație de pompare cu încălzitoare și filtre de păcură;

conducte cu supape de închidere și control;

stingerea incendiilor și alte sisteme auxiliare.

Sistemul de îndepărtare a cenușii și zgurii este amenajat doar la centralele pe cărbune. Atât cenușa, cât și zgura sunt reziduuri de cărbune necombustibil, dar zgura se formează direct în cuptorul cazanului și este îndepărtată printr-un orificiu de robinet (o gaură în mina de zgură), iar cenușa este transportată cu gazele de ardere și este deja captată. la priza cazanului. Particulele de cenușă sunt mult mai mici (aproximativ 0,1 mm) decât bucățile de zgură (până la 60 mm). Sistemele de îndepărtare a cenușii pot fi hidraulice, pneumatice sau mecanice. Cel mai comun sistem de recirculare a cenușii hidraulice și a îndepărtarii zgurii constă în dispozitive de spălare, canale, pompe de bager, conducte de nămol, haldări de cenușă și zgură, conducte de pompare și apă limpezită.

Emisia de gaze arse în atmosferă este cel mai periculos impact al unei centrale termice asupra mediului. Pentru a capta cenușa din gazele de ardere, după suflante se instalează filtre de diferite tipuri (cicloane, scrubere, precipitatoare electrostatice, filtre cu sac) care captează 90-99% din particulele solide. Cu toate acestea, ele nu sunt potrivite pentru curățarea fumului de gaze nocive. În străinătate și în În ultima vreme iar la centralele electrocasnice (inclusiv motorina), instalați sisteme de desulfurare a gazelor cu var sau calcar (așa-numitul deSOx) și reducerea catalitică a oxizilor de azot cu amoniac (deNOx). Gazele de ardere curățate sunt evacuate de un aspirator de fum într-un coș de fum, a cărui înălțime este determinată din condițiile de dispersie a impurităților dăunătoare rămase în atmosferă.

Partea electrică a IES este destinată producerii de energie electrică și distribuției acesteia către consumatori. În generatoarele IES, se creează un curent electric trifazat cu o tensiune de obicei de 6-24 kV. Deoarece odată cu creșterea tensiunii, pierderile de energie în rețele sunt reduse semnificativ, imediat după generatoare sunt instalate transformatoare care cresc tensiunea la 35, 110, 220, 500 sau mai mult kV. Transformatoarele sunt instalate în aer liber. O parte din energia electrică este cheltuită pentru nevoile proprii ale centralei electrice. Conectarea și deconectarea liniilor electrice care ies în stații și consumatori se efectuează pe tablouri deschise sau închise (OSG, ZRU) echipate cu întrerupătoare capabile să conecteze și să întrerupă circuitul electric de înaltă tensiune fără formarea unui arc electric.

Sistemul de alimentare cu apă de serviciu furnizează o cantitate mare de apă rece pentru răcirea condensatoarelor turbinei. Sistemele sunt împărțite în flux direct, invers și mixte. În sistemele cu trecere o dată, apa este preluată de pompe dintr-o sursă naturală (de obicei dintr-un râu) și, după ce trece prin condensator, este evacuată înapoi. În același timp, apa se încălzește cu aproximativ 8-12 °C, ceea ce în unele cazuri modifică starea biologică a rezervoarelor. În sistemele de circulație, apa circulă sub influența pompelor de circulație și este răcită cu aer. Răcirea poate fi efectuată pe suprafața rezervoarelor de răcire sau în structuri artificiale: bazine de pulverizare sau turnuri de răcire.

În zonele cu apă scăzută, în locul unui sistem tehnic de alimentare cu apă, se folosesc sisteme de aer-condens (turnuri de răcire uscată), care sunt un radiator de aer cu tiraj natural sau artificial. Această decizie este de obicei forțată, deoarece acestea sunt mai scumpe și mai puțin eficiente în ceea ce privește răcirea.

Sistemul de tratare chimică a apei asigură purificarea chimică și desalinizarea în profunzime a apei care intră în cazanele cu abur și turbinele cu abur pentru a evita depunerile pe suprafețele interioare ale echipamentului. De obicei, filtrele, rezervoarele și instalațiile de reactivi pentru tratarea apei sunt amplasate în clădirea auxiliară a IES. În plus, la termocentrale sunt create sisteme în mai multe etape de tratare a apelor uzate contaminate cu produse petroliere, uleiuri, apă de spălare și spălat echipamente, scurgeri de furtună și topire.

Impact asupra mediului

Impact asupra atmosferei. În timpul arderii combustibilului, se consumă o cantitate mare de oxigen și se eliberează o cantitate semnificativă de produse de ardere, cum ar fi cenușa zburătoare, oxizi gazoși de sulf de azot, dintre care unii au o activitate chimică ridicată.

Impact asupra hidrosferei. În primul rând, evacuarea apei din condensatoarele turbinelor, precum și a efluenților industriali.

Impactul asupra litosferei. Este nevoie de mult spațiu pentru a îngropa mase mari de cenușă. Aceste poluări sunt reduse prin utilizarea cenușii și zgurii ca materiale de construcții.

Starea curenta

În prezent, în Rusia funcționează GRES-uri tipice cu o capacitate de 1000-1200, 2400, 3600 MW și câteva unice; sunt utilizate unități de 150, 200, 300, 500, 800 și 1200 MW. Printre acestea se numără următoarele GRES (care fac parte din WGC):

Verkhnetagilskaya GRES - 1500 MW;

Iriklinskaya GRES - 2430 MW;

Kashirskaya GRES - 1910 MW;

Nizhnevartovskaya GRES - 1600 MW;

Permskaya GRES - 2400 MW;

Urengoyskaya GRES - 24 MW.

Pskovskaya GRES - 645 MW;

Serovskaya GRES - 600 MW;

Stavropolskaya GRES - 2400 MW;

Surgutskaya GRES-1 - 3280 MW;

Troitskaya GRES - 2060 MW.

Gusinoozyorskaya GRES - 1100 MW;

Kostromskaya GRES - 3600 MW;

Pechorskaya GRES - 1060 MW;

Kharanorskaya GRES - 430 MW;

Cherepetskaya GRES - 1285 MW;

Yuzhnouralskaya GRES - 882 MW.

Berezovskaya GRES - 1500 MW;

Smolenskaya GRES - 630 MW;

Surgutskaya GRES-2 - 4800 MW;

Shaturskaya GRES - 1100 MW;

Yaivinskaya GRES - 600 MW.

Konakovskaya GRES - 2400 MW;

Nevinnomysskaya GRES - 1270 MW;

Reftinskaya GRES - 3800 MW;

Sredneuralskaya GRES - 1180 MW.

Kirishskaya GRES - 2100 MW;

Krasnoyarsk GRES-2 - 1250 MW;

Novocherkasskaya GRES - 2400 MW;

Ryazanskaya GRES (unitățile nr. 1-6 - 2650 MW și blocul nr. 7 (fostul GRES-24, care a devenit parte din Ryazanskaya GRES - 310 MW) - 2960 MW);

Cherepovetskaya GRES - 630 MW.

Verkhnetagilskaya GRES

Verkhnetagilskaya GRES este o centrală termică din Verkhny Tagil (regiunea Sverdlovsk), care funcționează ca parte a OGK-1. În funcțiune din 29 mai 1956.

Stația include 11 unități de putere cu o capacitate electrică de 1497 MW și o unitate termică de 500 Gcal/h. Combustibil de stație: gaze naturale (77%), cărbune (23%). Numărul de personal este de 1119 persoane.

Construcția stației cu o capacitate proiectată de 1600 MW a început în 1951. Scopul construcției a fost de a furniza energie termică și electrică Uzinei Electrochimice Novouralsk. În 1964, centrala și-a atins capacitatea de proiectare.

Pentru a îmbunătăți furnizarea de căldură a orașelor Verkhny Tagil și Novouralsk, stația a fost modernizată:

Patru turbine de condensare K-100-90(VK-100-5) LMZ au fost înlocuite cu turbine de cogenerare T-88/100-90/2,5.

TG-2,3,4 sunt echipate cu încălzitoare de rețea de tip PSG-2300-8-11 pentru încălzirea apei rețelei în schema de alimentare cu căldură a Novouralsk.

TG-1.4 este echipat cu încălzitoare de rețea pentru alimentarea cu căldură către Verkhny Tagil și site-ul industrial.

Toate lucrările au fost efectuate conform proiectului KhF TsKB.

În noaptea de 3-4 ianuarie 2008, a avut loc un accident la Surgutskaya GRES-2: o prăbușire parțială a acoperișului peste a șasea unitate de putere cu o capacitate de 800 MW a dus la oprirea a două unități de putere. Situația a fost complicată de faptul că o altă unitate electrică (nr. 5) era în reparație: Ca urmare, au fost oprite unitățile de putere nr. 4, 5, 6. Acest accident a fost localizat până la 8 ianuarie. În toată această perioadă de timp, GRES a funcționat într-un mod deosebit de intens.

În perioada de până în 2010, respectiv 2013, este planificată construirea a două noi unități de energie (combustibil - gaz natural).

Există o problemă a emisiilor în mediu la GRES. OGK-1 a semnat un contract cu Centrul de Inginerie Energetică din Urali pentru 3,068 milioane de ruble, care prevede dezvoltarea unui proiect de reconstrucție a cazanului la Verkhnetagilskaya GRES, care va duce la o reducere a emisiilor pentru a respecta standardele MPE .

Kashirskaya GRES

Kashirskaya GRES numită după G. M. Krzhizhanovsky în orașul Kashira, Regiunea Moscova, pe malul Oka.

Gara istorica, construita sub supravegherea personala a lui V. I. Lenin dupa planul GOELRO. La momentul punerii în funcțiune, centrala de 12 MW era a doua cea mai mare centrală electrică din Europa.

Stația a fost construită după planul GOELRO, construcția s-a realizat sub supravegherea personală a lui V. I. Lenin. A fost construit în 1919-1922, pentru construcția pe locul satului Ternovo, a fost ridicată o așezare de lucru Novokashirsk. Lansată la 4 iunie 1922, a devenit una dintre primele centrale termice regionale sovietice.

Pskovskaya GRES

Pskovskaya GRES este o centrală de stat districtuală, situată la 4,5 kilometri de așezarea de tip urban Dedovichi, centrul districtual al regiunii Pskov, pe malul stâng al râului Shelon. Din 2006, este o sucursală a OAO OGK-2.

Liniile electrice de înaltă tensiune leagă Pskovskaya GRES cu Belarus, Letonia și Lituania. Compania-mamă consideră acest lucru un avantaj: există un canal de export de energie care este utilizat activ.

Capacitatea instalată a GRES este de 430 MW, acesta include două unități de putere foarte manevrabile de 215 MW fiecare. Aceste unități de putere au fost construite și puse în funcțiune în 1993 și 1996. Proiectul inițial al primei etape a inclus construcția a trei unități de putere.

Principalul tip de combustibil este gazul natural, acesta intră în stație printr-o ramură a gazoductului principal de export. Unitățile de putere au fost proiectate inițial pentru a funcționa pe turbă măcinată; au fost reconstruite conform proiectului VTI pentru arderea gazelor naturale.

Consumul de energie electrică pentru nevoi proprii este de 6,1%.

Stavropolskaya GRES

Stavropolskaya GRES este o centrală termică din Rusia. Situat în orașul Solnechnodolsk, teritoriul Stavropol.

Încărcarea centralei electrice permite livrări de energie electrică la export în străinătate: în Georgia și Azerbaidjan. Totodată, este garantată menținerea fluxurilor în rețeaua electrică principală a Sistemului Energetic Unificat al Sudului la niveluri acceptabile.

Parte a companiei de generare cu ridicata nr. 2 (JSC OGK-2).

Consumul de energie electrică pentru nevoile proprii ale stației este de 3,47%.

Principalul combustibil al stației este gazul natural, dar stația poate folosi păcură ca combustibil de rezervă și de urgență. Bilanțul combustibilului din 2008: gaz - 97%, păcură - 3%.

Smolenskaya GRES

Smolenskaya GRES este o centrală termică din Rusia. Din 2006, face parte din Compania de generare cu ridicata nr. 4 (JSC OGK-4).

La 12 ianuarie 1978, a fost pus în funcțiune primul bloc al centralei electrice districtuale de stat, al cărui proiect a început în 1965, iar construcția - în 1970. Stația este situată în satul Ozerny, districtul Duhovshchinsky, regiunea Smolensk. Inițial, trebuia să folosească turba ca combustibil, dar din cauza restanțelor în construcția întreprinderilor miniere de turbă, au fost folosite și alte tipuri de combustibil (cărbune lângă Moscova, cărbune Inta, ardezie, cărbune Khakass). În total, au fost schimbate 14 tipuri de combustibil. Din 1985, s-a stabilit în sfârșit că energia va fi obținută din gaze naturale și cărbune.

8.16. Smolenskaya GRES

Surse

Ryzhkin V. Ya. Centrale termice. Ed. V. Ya. Girshfeld. Manual pentru licee. Ed. a 3-a, revizuită. si suplimentare - M.: Energoatomizdat, 1987. - 328 p.

Centralele termice generează energie electrică prin conversia energiei termice eliberate de arderea combustibilului. Principalele tipuri de combustibil pentru o centrală termică sunt resursele naturale - gaze, păcură, mai rar cărbunele și turba.
Un tip de centrală termică (TPP) este o centrală combinată de căldură și energie (CHP) - o centrală termică care produce nu numai energie electrică, ci și căldură, care sub formă de apă caldă prin rețelele de încălzire ajunge la bateriile noastre.Pe fig. calea energiei de la centrală până la apartament.

Un cazan cu apă este instalat în camera mașinilor centralei termice. Când combustibilul este ars, apa din cazan se încălzește până la câteva sute de grade și se transformă în abur. Aburul sub presiune rotește paletele turbinei, turbina la rândul ei rotește generatorul. Generatorul generează energie electrică. Curentul electric intră în rețelele electrice și prin ele ajunge în orașe și sate, intră în fabrici, școli, case, spitale. Transportul energiei electrice din centralele electrice prin liniile electrice se realizează la tensiuni de 110-500 kilovolți, adică semnificativ mai mari decât tensiunea generatoarelor. O creștere a tensiunii este necesară pentru transportul energiei electrice pe distanțe lungi. Apoi, este necesar să inversați căderea de tensiune la un nivel convenabil pentru consumator. Conversia tensiunii are loc în stațiile electrice folosind transformatoare. Prin numeroase cabluri așezate în subteran și fire întinse sus deasupra solului, curentul curge către casele oamenilor. Iar căldura sub formă de apă caldă vine de la CET prin rețeaua de încălzire, aflată tot în subteran.

Denumirile din figură:
turn de racire- un dispozitiv pentru racirea apei la o centrala electrica cu aer atmosferic.
Fierbător cu aburi- o unitate închisă pentru generarea de abur la o centrală electrică prin încălzirea apei. Încălzirea apei se realizează prin arderea combustibilului (la centralele termice Saratov - gaz).
linii de înaltă tensiune- linie de alimentare. Proiectat pentru transportul de energie electrică. Există linii electrice aeriene (firele întinse deasupra solului) și subterane (cabluri de alimentare).

Prima a apărut la sfârșitul secolului al XIX-lea la New York (1882), iar în 1883 a fost construită prima centrală termică în Rusia (Sankt Petersburg). Din momentul apariției sale, TPP-urile sunt cele mai răspândite, având în vedere cererea de energie din ce în ce mai mare a erei tehnologice viitoare. Până la mijlocul anilor '70 ai secolului trecut, funcționarea centralelor termice a fost metoda dominantă de generare a energiei electrice. De exemplu, în SUA și URSS, ponderea centralelor termice în întreaga energie electrică primită a fost de 80%, iar în întreaga lume - aproximativ 73-75%.

Definiția de mai sus, deși încăpătoare, nu este întotdeauna clară. Să încercăm să explicăm cu propriile noastre cuvinte principiu general exploatarea centralelor termice de orice tip.

Producerea energiei electrice în centrale termice apar cu participarea mai multor etape succesive, dar principiul general al funcționării sale este foarte simplu. În primul rând, combustibilul este ars într-o cameră de ardere specială (cazan de abur), în timp ce se eliberează o cantitate mare de căldură, care transformă apa care circulă prin sistemele speciale de conducte situate în interiorul cazanului în abur. Presiunea aburului în continuă creștere rotește rotorul turbinei, care transferă energia de rotație către arborele generatorului și, ca urmare, se generează un curent electric.

Sistemul de abur/apă este închis. Aburul, după ce trece prin turbină, se condensează și se transformă înapoi în apă, care trece suplimentar prin sistemul de încălzire și intră din nou în cazanul de abur.

Există mai multe tipuri de centrale termice. În prezent, printre termocentrale, mai ales centrale termice cu turbine cu abur (TPES). În centralele de acest tip, energia termică a combustibilului ars este utilizată într-un generator de abur, unde se realizează o presiune foarte mare a vaporilor de apă, antrenând rotorul turbinei și, în consecință, generatorul. Ca combustibil, astfel de termocentrale folosesc păcură sau motorină, precum și gaze naturale, cărbune, turbă, șist, cu alte cuvinte, toate tipurile de combustibil. Factorul de eficiență al TPES este de aproximativ 40%, iar puterea lor poate ajunge la 3-6 GW.

GRES (centrala electrica de stat)- un nume destul de cunoscut și familiar. Aceasta nu este altceva decât o centrală termică cu turbină cu abur echipată cu turbine speciale de condensare care nu utilizează energia gazelor de eșapament și nu o transformă în căldură, de exemplu, pentru încălzirea clădirilor. Astfel de centrale electrice sunt numite și centrale electrice în condensare.

În același caz, dacă TPES sunt echipate cu turbine speciale de incalzire care convertesc energia secundara a aburului evacuat in energie termica folosita pentru nevoile utilitatilor publice sau serviciilor industriale, atunci acestea sunt centrale termice sau centrale termice. De exemplu, în URSS, GRES a reprezentat aproximativ 65% din energia electrică generată de centralele cu turbine cu abur și, în consecință, 35% - pentru ponderea centralelor termice.

Există și alte tipuri de centrale termice. În centralele electrice cu turbine cu gaz, sau GTPP, un generator este rotit de o turbină cu gaz. Ca combustibil pentru astfel de termocentrale se utilizează gaz natural sau combustibil lichid (motorină, păcură). Cu toate acestea, eficiența unor astfel de centrale electrice nu este foarte mare, aproximativ 27-29%, astfel încât acestea sunt utilizate în principal ca surse de rezervă de energie electrică pentru a acoperi sarcina de vârf pe reteaua electrica, sau pentru a furniza energie electrică a localităților mici.

Centrale termice cu instalație de turbină cu gaz cu ciclu combinat (PGES). Acestea sunt centrale electrice tip combinat. Sunt echipate cu mecanisme de turbină cu abur și turbină cu gaz, iar randamentul lor ajunge la 41-44%. Aceste centrale electrice permit, de asemenea, recuperarea căldurii și transformarea acesteia în energie termică care este utilizată pentru încălzirea clădirilor.

Principalul dezavantaj al tuturor centralelor termice este tipul de combustibil folosit. Toate tipurile de combustibil care sunt utilizate la centralele termice sunt resurse naturale de neînlocuit care se epuizează încet, dar constant. De aceea, în prezent, odată cu utilizarea centralelor nucleare, este în curs de dezvoltare un mecanism de producere a energiei electrice folosind surse regenerabile sau alte surse alternative de energie.