TPP ที่เก่าแก่ที่สุดในสหภาพโซเวียต โรงไฟฟ้าพลังความร้อน

พลังงานที่ซ่อนอยู่ในเชื้อเพลิงฟอสซิล - ถ่านหิน น้ำมัน หรือก๊าซธรรมชาติ - ไม่สามารถได้รับในรูปของไฟฟ้าทันที เชื้อเพลิงจะถูกเผาไหม้ก่อน ความร้อนที่ปล่อยออกมาจะทำให้น้ำร้อนและเปลี่ยนเป็นไอน้ำ ไอน้ำหมุนกังหันและกังหันเป็นโรเตอร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้าซึ่งสร้างกระแสไฟฟ้า

แผนการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าควบแน่น

สลาฟยานสกายา ทีพีพี ยูเครน ภูมิภาคโดเนตสค์

กระบวนการที่ซับซ้อนและหลายขั้นตอนทั้งหมดนี้สามารถสังเกตได้ที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (TPP) ที่ติดตั้งเครื่องจักรไฟฟ้าที่แปลงพลังงานที่ซ่อนอยู่ในเชื้อเพลิงฟอสซิล (หินน้ำมัน ถ่านหิน น้ำมัน และผลิตภัณฑ์จากพืช ก๊าซธรรมชาติ) เป็นพลังงานไฟฟ้า ส่วนหลักของ TPP ได้แก่ โรงต้มน้ำ กังหันไอน้ำ และเครื่องกำเนิดไฟฟ้า

โรงงานหม้อไอน้ำ- ชุดอุปกรณ์สำหรับผลิตไอน้ำภายใต้ความกดดัน ประกอบด้วยเตาเผาซึ่ง เชื้อเพลิงอินทรีย์, พื้นที่เตาหลอมที่ผลิตภัณฑ์เผาไหม้ผ่านเข้าไปในปล่องไฟ และหม้อต้มไอน้ำซึ่งน้ำเดือด ส่วนของหม้อไอน้ำที่สัมผัสกับเปลวไฟในระหว่างการให้ความร้อนเรียกว่าพื้นผิวทำความร้อน

หม้อไอน้ำมี 3 แบบ: แบบควันไฟ ท่อน้ำ และแบบผ่านครั้งเดียว ชุดของท่อวางอยู่ภายในหม้อไอน้ำที่เผาไหม้ซึ่งผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้จะผ่านเข้าไปในปล่องไฟ ท่อควันจำนวนมากมีพื้นผิวที่ให้ความร้อนขนาดใหญ่ อันเป็นผลมาจากการใช้พลังงานของเชื้อเพลิงให้เกิดประโยชน์ น้ำในหม้อไอน้ำเหล่านี้ตั้งอยู่ระหว่างท่อดับเพลิง

ในหม้อไอน้ำแบบท่อน้ำ สิ่งที่ตรงกันข้ามคือความจริง: น้ำไหลผ่านท่อและก๊าซร้อนอยู่ระหว่างท่อ ส่วนประกอบหลักของหม้อไอน้ำ ได้แก่ เตาเผา ท่อหม้อน้ำ หม้อต้มไอน้ำ และฮีทเตอร์ฮีทเตอร์ ในท่อเดือดกระบวนการกลายเป็นไอ ไอน้ำที่เกิดขึ้นในหม้อต้มไอน้ำซึ่งถูกเก็บรวบรวมไว้ที่ส่วนบนเหนือน้ำเดือด จากหม้อต้มไอน้ำ ไอน้ำจะผ่านไปยังฮีทเตอร์ฮีทเตอร์ซึ่งให้ความร้อนเพิ่มเติม เชื้อเพลิงถูกโยนเข้าไปในหม้อไอน้ำนี้ทางประตู และอากาศที่จำเป็นสำหรับการเผาไหม้เชื้อเพลิงจะถูกส่งผ่านประตูอีกบานหนึ่งไปยังเครื่องเป่าลม ก๊าซร้อนลุกขึ้นและโค้งไปรอบ ๆ พาร์ติชั่น ผ่านเส้นทางที่ระบุในแผนภาพ (ดูรูปที่)

ในหม้อไอน้ำที่ผ่านครั้งเดียว น้ำร้อนในท่อคดเคี้ยวยาว น้ำถูกสูบเข้าไปในท่อเหล่านี้ เมื่อผ่านขดลวดจะระเหยจนหมด และไอน้ำที่ได้จะร้อนยวดยิ่งจนถึงอุณหภูมิที่ต้องการแล้วจึงออกจากคอยล์

โรงงานหม้อไอน้ำที่ทำงานด้วยการอุ่นไอน้ำคือ ส่วนสำคัญการติดตั้งที่เรียกว่า หน่วยพลังงาน"หม้อไอน้ำ - กังหัน".

ตัวอย่างเช่น ในอนาคต ในการใช้ถ่านหินจากลุ่มน้ำ Kansk-Achinsk จะมีการสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนขนาดใหญ่ที่มีกำลังการผลิตสูงถึง 6400 MW โดยแต่ละหน่วยพลังงานจะถูกสร้างขึ้น 800 MW โดยที่โรงงานหม้อไอน้ำจะผลิตไอน้ำได้ 2,650 ตันต่อ ชั่วโมงด้วยอุณหภูมิสูงถึง 565 ° C และความดัน 25 MPa

โรงงานหม้อไอน้ำผลิตไอน้ำแรงดันสูงซึ่งส่งไปยังกังหันไอน้ำซึ่งเป็นเครื่องยนต์หลักของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน ในกังหันไอน้ำจะขยายตัว แรงดันลดลง และพลังงานแฝงจะถูกแปลงเป็นพลังงานกล กังหันไอน้ำขับเคลื่อนโรเตอร์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผลิตกระแสไฟฟ้า

ในเมืองใหญ่มักสร้าง โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม(CHP) และในพื้นที่ที่มีน้ำมันเชื้อเพลิงราคาถูก - โรงไฟฟ้าควบแน่น(อีอีเอส)

CHP เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ไม่เพียงแต่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเท่านั้น แต่ยังให้ความร้อนในรูปของน้ำร้อนและไอน้ำอีกด้วย ไอน้ำที่ออกจากกังหันไอน้ำยังคงมีพลังงานความร้อนอยู่เป็นจำนวนมาก ที่ CHPPs ความร้อนนี้ถูกใช้ในสองวิธี: ไอน้ำหลังจากกังหันถูกส่งไปยังผู้บริโภคและไม่กลับไปที่สถานี หรือการถ่ายเทความร้อนในตัวแลกเปลี่ยนความร้อนไปยังน้ำซึ่งส่งไปยังผู้บริโภคและ ไอน้ำกลับคืนสู่ระบบ ดังนั้น CHP จึงมีประสิทธิภาพสูงถึง 50-60%

แยกแยะความแตกต่างของความร้อน CHP และประเภทอุตสาหกรรม เครื่องทำความร้อน CHPPs ให้ความร้อนแก่อาคารที่พักอาศัยและสาธารณะและจัดหาน้ำร้อน ส่วนโรงงานอุตสาหกรรมจะจ่ายความร้อนให้กับสถานประกอบการอุตสาหกรรม การถ่ายโอนไอน้ำจาก CHP ดำเนินการในระยะทางหลายกิโลเมตรและการถ่ายโอนน้ำร้อน - สูงถึง 30 กิโลเมตรขึ้นไป เป็นผลให้มีการสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนใกล้กับเมืองใหญ่

พลังงานความร้อนจำนวนมากมุ่งไปที่การให้ความร้อนในเขตหรือการให้ความร้อนจากส่วนกลางของอพาร์ทเมนท์ โรงเรียน และสถาบันของเรา ก่อนการปฏิวัติเดือนตุลาคม ไม่มีระบบทำความร้อนแบบอำเภอสำหรับบ้านเรือน บ้านเรือนถูกทำให้ร้อนด้วยเตาซึ่งมีฟืนและถ่านหินจำนวนมากถูกเผา ความร้อนในประเทศของเราเริ่มขึ้นในปีแรกของอำนาจของสหภาพโซเวียตเมื่อตามแผน GOELRO (1920) การก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนขนาดใหญ่เริ่มขึ้น กำลังการผลิต CHP ทั้งหมดในช่วงต้นทศวรรษ 1980 เกิน 50 ล้านกิโลวัตต์

แต่ไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่เกิดจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนนั้นมาจากโรงไฟฟ้าแบบควบแน่น (CPPs) เรามักเรียกพวกเขาว่าโรงไฟฟ้าเขตของรัฐ (GRES) ต่างจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนซึ่งความร้อนของไอน้ำที่ระเหยในกังหันถูกใช้เพื่อให้ความร้อนแก่อาคารที่อยู่อาศัยและอุตสาหกรรม ที่ CPP ไอน้ำที่ใช้ในเครื่องยนต์ (เครื่องยนต์ไอน้ำ, กังหัน) จะถูกแปลงโดยคอนเดนเซอร์เป็นน้ำ (คอนเดนเสท) ซึ่งก็คือ ส่งกลับไปยังหม้อไอน้ำเพื่อนำกลับมาใช้ใหม่ IES ถูกสร้างขึ้นโดยตรงที่แหล่งน้ำประปา: ใกล้ทะเลสาบ แม่น้ำ ทะเล ความร้อนที่ถูกขับออกจากโรงไฟฟ้าด้วยน้ำหล่อเย็นจะสูญเสียไปอย่างแก้ไขไม่ได้ ประสิทธิภาพของ IES ไม่เกิน 35-42%

ตามกำหนดเวลาที่เข้มงวด เกวียนที่ใช้ถ่านหินบดละเอียดจะถูกส่งไปยังสะพานลอยสูงทั้งกลางวันและกลางคืน รถขนถ่ายพิเศษพลิกเกวียนและเชื้อเพลิงถูกเทลงในบังเกอร์ โรงสีบดอย่างระมัดระวังเป็นผงเชื้อเพลิง และอากาศจะบินเข้าไปในเตาเผาของหม้อไอน้ำ ลิ้นของเปลวไฟปิดบังมัดของท่อที่น้ำเดือดอย่างแน่นหนา เกิดไอน้ำขึ้น ผ่านท่อ - ท่อส่งไอน้ำ - ไอน้ำถูกส่งไปยังกังหันและกระแทกใบพัดกังหันผ่านหัวฉีด เมื่อให้พลังงานแก่โรเตอร์แล้ว ไอน้ำเสียจะถูกส่งไปยังคอนเดนเซอร์ เย็นตัวลงและเปลี่ยนเป็นน้ำ ปั๊มป้อนกลับไปที่หม้อไอน้ำ และพลังงานยังคงเคลื่อนที่จากโรเตอร์เทอร์ไบน์ไปยังโรเตอร์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ในเครื่องกำเนิดไฟฟ้า การเปลี่ยนแปลงขั้นสุดท้ายเกิดขึ้น: กลายเป็นไฟฟ้า นี่คือจุดสิ้นสุดของห่วงโซ่พลังงาน IES

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนสามารถสร้างได้ทุกที่ซึ่งแตกต่างจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ดังนั้นจึงนำแหล่งไฟฟ้าเข้าใกล้ผู้บริโภคมากขึ้น และจัดให้มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเท่าๆ กันทั่วทั้งอาณาเขตของภูมิภาคเศรษฐกิจของประเทศ ข้อดีของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนคือใช้งานได้กับเชื้อเพลิงฟอสซิลเกือบทุกประเภท เช่น ถ่านหิน หินดินดาน เชื้อเพลิงเหลว ก๊าซธรรมชาติ

เรฟตินสกายา ( ภูมิภาค Sverdlovsk), Zaporozhye (ยูเครน), Kostroma, Uglegorsk (ภูมิภาคโดเนตสค์, ยูเครน) ความจุของแต่ละคนเกิน 3000 MW

ประเทศของเราเป็นผู้บุกเบิกในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนซึ่งให้พลังงานโดย เครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์(ซม.

โรงไฟฟ้ากลางแห่งแรกที่ถนนเพิร์ลได้รับหน้าที่เมื่อวันที่ 4 กันยายน พ.ศ. 2425 ในเมืองนิวยอร์กซิตี้ สถานีนี้สร้างขึ้นโดยได้รับการสนับสนุนจากบริษัท Edison Illuminating ซึ่งนำโดย Thomas Edison เครื่องกำเนิดไฟฟ้า Edison หลายเครื่องที่มีกำลังรวมมากกว่า 500 กิโลวัตต์ได้รับการติดตั้งไว้ สถานีจ่ายไฟฟ้าให้กับพื้นที่ทั้งหมดของนิวยอร์กด้วยพื้นที่ประมาณ 2.5 ตารางกิโลเมตร สถานีไฟไหม้ถึงพื้นในปี พ.ศ. 2433 และมีไดนาโมเพียงตัวเดียวเท่านั้นที่รอดชีวิต ตอนนี้อยู่ในพิพิธภัณฑ์หมู่บ้านกรีนฟิลด์ รัฐมิชิแกน

เมื่อวันที่ 30 กันยายน พ.ศ. 2425 โรงไฟฟ้าพลังน้ำแห่งแรกที่ถนนวัลแคนในรัฐวิสคอนซินเริ่มดำเนินการ ผู้เขียนโครงการคือ G.D. Rogers ซีอีโอของ Appleton Paper & Pulp มีการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่มีความจุประมาณ 12.5 กิโลวัตต์ที่สถานี มีไฟฟ้าเพียงพอสำหรับบ้านของโรเจอร์สและโรงงานกระดาษสองแห่งของเขา

โรงไฟฟ้าถนนกลอสเตอร์ ไบรตันเป็นหนึ่งในเมืองแรก ๆ ในสหราชอาณาจักรที่มีไฟฟ้าใช้อย่างต่อเนื่อง ในปีพ.ศ. 2425 โรเบิร์ต แฮมมอนด์ได้ก่อตั้งบริษัท Hammond Electric Light Company และเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2425 เขาได้เปิดสถานีพลังงานถนนกลอสเตอร์ สถานีนี้ประกอบด้วยไดนาโมแบบแปรงซึ่งใช้ในการจ่ายไฟให้กับโคมโค้งสิบหกดวง ในปี พ.ศ. 2428 โรงไฟฟ้ากลอสเตอร์ถูกซื้อโดย บริษัท ไบรตันอิเล็กทริกไลท์ ต่อมามีการสร้างสถานีใหม่ในบริเวณนี้ ซึ่งประกอบด้วยไดนาโมแปรงสามตัวพร้อมโคมไฟ 40 ดวง

โรงไฟฟ้าแห่งพระราชวังฤดูหนาว

ในปี พ.ศ. 2429 ที่ลานแห่งหนึ่งของอาศรมใหม่ ซึ่งถูกเรียกว่าสนามไฟฟ้า โรงไฟฟ้าถูกสร้างขึ้นตามการออกแบบของ Vasily Leontyevich Pashkov ช่างเทคนิคการบริหารวัง โรงไฟฟ้าแห่งนี้เป็นโรงไฟฟ้าที่ใหญ่ที่สุดในยุโรปเป็นเวลา 15 ปี

ห้องเครื่องของโรงไฟฟ้าในพระราชวังฤดูหนาว 1901

ในขั้นต้น เทียนถูกใช้เพื่อให้แสงสว่างแก่พระราชวังฤดูหนาว และเริ่มใช้ตะเกียงแก๊สตั้งแต่ปี 1861 อย่างไรก็ตาม ข้อดีที่เห็นได้ชัดของโคมไฟไฟฟ้าทำให้ผู้เชี่ยวชาญมองหาวิธีเปลี่ยนไฟแก๊สในอาคารของพระราชวังฤดูหนาวและอาคารเฮอร์มิเทจที่อยู่ติดกัน

วิศวกร Vasily Leontievich Pashkov ได้เสนอการทดลองใช้ไฟฟ้าเพื่อให้แสงสว่างแก่ห้องโถงของพระราชวังในช่วงวันหยุดคริสต์มาสและปีใหม่ปี 1885

เมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน พ.ศ. 2428 โครงการก่อสร้าง "โรงงานผลิตไฟฟ้า" ได้รับการอนุมัติจากจักรพรรดิอเล็กซานเดอร์ที่ 3 โครงการนี้จัดให้มีการใช้พลังงานไฟฟ้าของพระราชวังฤดูหนาว อาคารของอาศรม ลานบ้าน และพื้นที่โดยรอบเป็นเวลาสามปีจนถึง พ.ศ. 2431
งานได้รับมอบหมายให้ Vasily Pashkov เพื่อแยกความเป็นไปได้ของการสั่นสะเทือนของอาคารจากการทำงานของเครื่องยนต์ไอน้ำ โรงไฟฟ้าถูกวางในศาลาแยกซึ่งทำจากแก้วและโลหะ มันตั้งอยู่ในลานที่สองของอาศรมตั้งแต่นั้นมาเรียกว่า "ไฟฟ้า"

อาคารสถานีมีเนื้อที่ 630 ตร.ม. ประกอบด้วยห้องเครื่องยนต์พร้อมหม้อไอน้ำ 6 ตัว เครื่องยนต์ไอน้ำ 4 เครื่อง และตู้รถไฟ 2 ตู้ และห้องที่มีไดนาโมไฟฟ้า 36 เครื่อง กำลังทั้งหมดถึง 445 แรงม้า ส่วนแรกของสถานที่ประกอบพิธีถูกจุดขึ้น: ห้องโถงด้านหน้า, เปตรอฟสกี, จอมพลจอมทัพใหญ่, อาวุธยุทโธปกรณ์, ห้องโถงเซนต์จอร์จ และไฟส่องสว่างกลางแจ้งถูกจัดวาง มีการเสนอโหมดแสงสามโหมด: เต็ม (วันหยุด) ให้แสงสว่างห้าครั้งต่อปี (หลอดไส้ 4888 และเทียน Yablochkov 10 อัน); ทำงาน - 230 หลอดไส้; หน้าที่ (กลางคืน) - 304 หลอดไส้ สถานีใช้ถ่านหินประมาณ 30,000 พู (520 ตัน) ต่อปี

ซัพพลายเออร์หลักของอุปกรณ์ไฟฟ้าคือ Siemens และ Halske ซึ่งเป็นบริษัทไฟฟ้าที่ใหญ่ที่สุดในเวลานั้น

เครือข่ายของโรงไฟฟ้ามีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องและในปี พ.ศ. 2436 มีหลอดไส้ 30,000 หลอดและหลอดอาร์ค 40 ดวง ไม่เพียงแต่อาคารต่างๆ ของคอมเพล็กซ์พระราชวังเท่านั้นที่สว่างไสว แต่ยังรวมถึงจัตุรัสพระราชวังที่มีอาคารต่างๆ ตั้งอยู่บนนั้นด้วย

การสร้างโรงไฟฟ้า Winter Palace ได้กลายเป็นตัวอย่างที่ชัดเจนของความเป็นไปได้ในการสร้างแหล่งไฟฟ้าที่ทรงพลังและประหยัดซึ่งสามารถเลี้ยงผู้บริโภคได้จำนวนมาก

ระบบไฟส่องสว่างของพระราชวังฤดูหนาวและอาคารอาศรมถูกเปลี่ยนไปใช้โครงข่ายไฟฟ้าของเมืองหลังปี 1918 และอาคารโรงไฟฟ้าของพระราชวังฤดูหนาวก็มีอยู่จนถึงปี พ.ศ. 2488 หลังจากนั้นก็ถูกรื้อถอน

เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม พ.ศ. 2429 Electric Lighting Society ได้จดทะเบียนในเซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก วันที่นี้ถือเป็นวันที่ก่อตั้งระบบพลังงานรัสเซียระบบแรก ในบรรดาผู้ก่อตั้ง ได้แก่ Siemens และ Halske, Deutsche Bank และนายธนาคารรัสเซีย ตั้งแต่ปี 1900 บริษัทได้รับการแต่งตั้งให้เป็น Electric Lighting Society of 1886 วัตถุประสงค์ของ บริษัท ถูกกำหนดตามความสนใจของผู้ก่อตั้งหลัก Karl Fedorovich Siemens: "เพื่อให้แสงสว่างแก่ถนน โรงงาน โรงงาน ร้านค้า และสถานที่อื่น ๆ และสถานที่อื่น ๆ ด้วยไฟฟ้า" [Ustav..., 1886, p. 3]. สังคมมีหลายสาขาในเมืองต่าง ๆ ของประเทศและมีส่วนสนับสนุนอย่างมากต่อการพัฒนาภาคไฟฟ้าของเศรษฐกิจรัสเซีย

ประชากรส่วนใหญ่ของรัสเซียและประเทศอื่น ๆ ในอดีตสหภาพโซเวียตรู้ดีว่าการใช้พลังงานไฟฟ้าขนาดใหญ่ของประเทศนั้นเกี่ยวข้องกับการดำเนินการตามแผนการใช้พลังงานไฟฟ้าของรัสเซีย (GoElRo) ที่นำมาใช้ในปี 1920

เพื่อความเป็นธรรม ควรสังเกตว่าการพัฒนาแผนนี้มีขึ้นตั้งแต่สมัยก่อนสงครามโลกครั้งที่หนึ่ง ซึ่งอันที่จริง ขัดขวางไม่ให้มีการนำแผนดังกล่าวไปใช้ในสมัยนั้น

BARINOV V.A., วิศวกรรมศาสตรดุษฎีบัณฑิต วิทยาศาสตร์ ENIN พวกเขา G. M. Krzizhanovsky

ในการพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าของสหภาพโซเวียตสามารถแยกแยะได้หลายขั้นตอน: การเชื่อมต่อของโรงไฟฟ้าสำหรับการทำงานแบบขนานและการจัดระบบพลังงานไฟฟ้าแบบแรก (EPS) การพัฒนา EPS และการก่อตัวของระบบไฟฟ้าแบบรวมอาณาเขต (IPS); การสร้างระบบไฟฟ้าแบบครบวงจร (UES) ของส่วนยุโรปของประเทศ การก่อตัวของ UES ในระดับประเทศ (UES ของสหภาพโซเวียต) โดยรวมอยู่ในสมาคมพลังงานระหว่างรัฐของประเทศสังคมนิยม
ก่อนสงครามโลกครั้งที่หนึ่ง กำลังการผลิตรวมของโรงไฟฟ้าในรัสเซียก่อนการปฏิวัติคือ 1,141,000 กิโลวัตต์ และการผลิตไฟฟ้าประจำปีอยู่ที่ 2,039 ล้านกิโลวัตต์ต่อชั่วโมง โรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ใหญ่ที่สุด (TPP) มีกำลังการผลิต 58,000 กิโลวัตต์ กำลังการผลิตที่ใหญ่ที่สุดของหน่วยคือ 10,000 กิโลวัตต์ กำลังการผลิตรวมของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ (HPP) คือ 16,000 กิโลวัตต์ ที่ใหญ่ที่สุดคือ HPP ที่มีกำลังการผลิต 1,350 กิโลวัตต์ ความยาวของเครือข่ายทั้งหมดที่มีแรงดันไฟฟ้าสูงกว่าแรงดันของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าอยู่ที่ประมาณ 1,000 กม.
รากฐานสำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าของสหภาพโซเวียตถูกวางโดยแผนของรัฐสำหรับการใช้พลังงานไฟฟ้าของรัสเซีย (แผน GOELRO) ซึ่งพัฒนาภายใต้การนำของ VI Lenin ซึ่งจัดเตรียมสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่และเครือข่ายไฟฟ้า และการรวมโรงไฟฟ้าเข้ากับ EPS แผน GOELRO ได้รับการรับรองที่ VIII All-Russian Congress of Soviets ในเดือนธันวาคม 1920
อยู่แล้ว ชั้นต้นการดำเนินการตามแผนของ GOELRO มีการดำเนินการที่สำคัญเพื่อฟื้นฟูเศรษฐกิจพลังงานของประเทศที่ถูกทำลายจากสงครามเพื่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และเครือข่ายไฟฟ้า EPS แรก - มอสโกและเปโตรกราด - ถูกสร้างขึ้นในปี 2464 ในปี 2465 สาย 110 kV แรกถูกนำไปใช้งานในมอสโก EPS และเครือข่าย 110 kV ต่อมาได้รับการพัฒนาอย่างกว้างขวาง
เมื่อสิ้นสุดระยะเวลา 15 ปี แผนของ GOELRO ได้รับการเติมเต็มอย่างมีนัยสำคัญ กำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าของประเทศในปี 2478 เกิน 6.9 ล้านกิโลวัตต์ ผลผลิตประจำปีเกิน 26.2 พันล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง เพื่อการผลิตไฟฟ้า สหภาพโซเวียตอันดับที่สองในยุโรปและที่สามในโลก
การพัฒนาตามแผนอย่างเข้มข้นของอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าถูกขัดจังหวะด้วยการเริ่มต้นของมหาราช สงครามรักชาติ. การย้ายถิ่นฐานของอุตสาหกรรมของภูมิภาคตะวันตกไปยังเทือกเขาอูราลและภูมิภาคตะวันออกของประเทศจำเป็นต้องมีการพัฒนาอย่างรวดเร็วของภาคพลังงานของเทือกเขาอูราล, คาซัคสถานเหนือ, ไซบีเรียกลาง, เอเชียกลาง, เช่นเดียวกับแม่น้ำโวลก้า, ทรานส์คอเคเซียและ ตะวันออกอันไกลโพ้น. ภาคพลังงานของเทือกเขาอูราลได้รับการพัฒนาอย่างยอดเยี่ยม การผลิตไฟฟ้าโดยโรงไฟฟ้าในเทือกเขาอูราลตั้งแต่ปี พ.ศ. 2483 ถึง พ.ศ. 2488 เพิ่มขึ้น 2.5 เท่าและถึง 281% ของผลผลิตทั้งหมดในประเทศ
การฟื้นฟูเศรษฐกิจพลังงานที่ถูกทำลายได้เริ่มขึ้นเมื่อปลายปี พ.ศ. 2484 ในปีพ. ศ. 2485 งานบูรณะได้ดำเนินการในพื้นที่ภาคกลางของยุโรปส่วนหนึ่งของสหภาพโซเวียตในปี พ.ศ. 2486 - ทางตอนใต้ ในปี พ.ศ. 2487 ในภูมิภาคตะวันตกและในปี พ.ศ. 2488 งานเหล่านี้ได้ขยายไปสู่ดินแดนที่ได้รับการปลดปล่อยทั้งหมดของประเทศ
ในปี พ.ศ. 2489 กำลังการผลิตรวมของโรงไฟฟ้าในสหภาพโซเวียตถึงระดับก่อนสงคราม
กำลังการผลิตสูงสุดของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในปี 2493 คือ 400 เมกะวัตต์ กังหันที่มีกำลังการผลิต 100 เมกะวัตต์ในช่วงปลายยุค 40 ได้กลายเป็นหน่วยทั่วไปที่เปิดตัวในโรงไฟฟ้าพลังความร้อน
ในปี 1953 หน่วยพลังงานที่มีความจุ 150 MW สำหรับแรงดันไอน้ำ 17 MPa ได้รับมอบหมายจาก Cherepetskaya GRES ในปี พ.ศ. 2497 โรงไฟฟ้านิวเคลียร์แห่งแรกของโลก (NPP) ที่มีกำลังการผลิต 5 เมกะวัตต์ได้เริ่มดำเนินการ
ในส่วนของความสามารถในการผลิตที่ได้รับมอบหมายใหม่ ความจุของ HPP เพิ่มขึ้น ในปี พ.ศ. 2492-2493 มีการตัดสินใจเกี่ยวกับการก่อสร้างสถานีไฟฟ้าพลังน้ำโวลก้าอันทรงพลังและการก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าทางไกลสายแรก (VL) ในปี พ.ศ. 2497-2498 การก่อสร้างสถานีไฟฟ้าพลังน้ำ Bratsk และ Krasnoyarsk ที่ใหญ่ที่สุดเริ่มขึ้น
ภายในปี พ.ศ. 2498 ระบบพลังงานไฟฟ้าแบบบูรณาการแยกกันสามระบบของส่วนยุโรปของประเทศได้รับการพัฒนาอย่างมีนัยสำคัญ ศูนย์, อูราลและใต้; การผลิตรวมของ IES เหล่านี้คิดเป็นประมาณครึ่งหนึ่งของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในประเทศ
การเปลี่ยนไปสู่ขั้นต่อไปในการพัฒนาภาคพลังงานเกี่ยวข้องกับการว่าจ้าง Volzhsky HPPs และเส้นค่าใช้จ่าย 400-500 kV ในปี 1956 สายเหนือศีรษะเส้นแรกที่มีแรงดันไฟฟ้า 400 kV Kuibyshev - มอสโกถูกนำไปใช้งาน ประสิทธิภาพทางเทคนิคและเศรษฐกิจที่สูงของสายโสหุ้ยนี้เกิดขึ้นได้จากการพัฒนาและดำเนินการตามมาตรการต่างๆ เพื่อปรับปรุงความเสถียรและปริมาณงาน: แยกเฟสออกเป็นสามสาย สร้างจุดเปลี่ยน การเร่งการทำงานของสวิตช์และการป้องกันรีเลย์ โดยใช้ การชดเชย capacitive ตามยาวสำหรับการเกิดปฏิกิริยาในสายและความจุของสายการชดเชยตามขวางด้วยความช่วยเหลือของเครื่องปฏิกรณ์แบบแบ่ง, การแนะนำตัวควบคุมการกระตุ้นอัตโนมัติ (ARV) ของเครื่องกำเนิด "การกระทำที่รุนแรง" ของสถานีไฟฟ้าพลังน้ำเริ่มต้นและตัวชดเชยซิงโครนัสอันทรงพลังของสถานีย่อยที่รับ ฯลฯ
เมื่อมีการวางสายเหนือศีรษะ Kuibyshev-Moscow 400 kV Kuibyshev EES ของภูมิภาค Middle Volga เข้าร่วมการดำเนินงานควบคู่ไปกับ IPS ของศูนย์ สิ่งนี้วางรากฐานสำหรับการรวม EES ของภูมิภาคต่าง ๆ และการสร้าง EES ของส่วนยุโรปของสหภาพโซเวียต
ด้วยการแนะนำตัวในปี พ.ศ. 2501-2502 ส่วนของเส้นค่าใช้จ่าย Kuibyshev-Ural, EPS ของ Center, Cis-Urals และ Urals ถูกรวมเข้าด้วยกัน
ในปีพ. ศ. 2502 วงจรแรกของเส้นค่าใช้จ่ายโวลโกกราด - มอสโก 500 kV ถูกนำไปใช้งานและ Volgograd EES ได้กลายเป็นส่วนหนึ่งของ UES ของศูนย์ ในปี 1960 EES Center ของ Central Chernozem Region เข้าร่วม UES
ในปี 1957 การก่อสร้าง Volzhskaya HPP ที่ตั้งชื่อตาม V.I. เลนินด้วยหน่วย 115 MW เสร็จสมบูรณ์ในปี 1960 - Volzhskaya HPP ตั้งชื่อตาม V.I. XXII สภาคองเกรสของ CPSU ในปี พ.ศ. 2493-2503 Gorkovskaya, Kamskaya, Irkutskaya, Novosibirskaya, Kremenchugskaya, Kakhovskaya และ HPP อื่น ๆ จำนวนหนึ่งก็เสร็จสมบูรณ์เช่นกัน ในตอนท้ายของยุค 50 หน่วยพลังงานอนุกรมชุดแรกสำหรับแรงดันไอน้ำ 13 MPa ได้รับมอบหมาย: ด้วยความจุ 150 MW ที่ Pridneprovskaya GRES และ 200 MW ที่ Zmievskaya GRES
ในช่วงครึ่งหลังของยุค 50 การรวม EES ของ Transcaucasia เสร็จสมบูรณ์ มีกระบวนการรวม EPS ของ North-West, Middle Volga และ North Caucasus ตั้งแต่ปี 2503 การก่อตัวของ IPS ของไซบีเรียและเอเชียกลางเริ่มต้นขึ้น
ดำเนินการก่อสร้างเครือข่ายไฟฟ้าอย่างกว้างขวาง ตั้งแต่ปลายยุค 50 การแนะนำแรงดันไฟฟ้า 330 kV เริ่มต้นขึ้น เครือข่ายของแรงดันไฟฟ้านี้ได้รับการพัฒนาอย่างมากในเขตภาคใต้และตะวันตกเฉียงเหนือของยุโรปส่วนหนึ่งของสหภาพโซเวียต ในปีพ. ศ. 2507 การถ่ายโอนสายเหนือศีรษะทางไกล 400 kV เป็นแรงดันไฟฟ้า 500 kV เสร็จสมบูรณ์และสร้างเครือข่าย 500 kV เดียวซึ่งกลายเป็นกระดูกสันหลังหลักของ UES ของยุโรปส่วนหนึ่งของสหภาพโซเวียต ต่อมา ใน UES ทางภาคตะวันออกของประเทศ หน้าที่ของเครือข่ายแกนหลักเริ่มถ่ายโอนไปยังเครือข่าย 500 kV ซ้อนทับบนเครือข่าย 220 kV ที่พัฒนาแล้ว
ตั้งแต่ยุค 60s ลักษณะเฉพาะการพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในส่วนแบ่งของหน่วยพลังงานในองค์ประกอบของกำลังการผลิตที่ได้รับมอบหมายของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน ในปีพ.ศ. 2506 หน่วยผลิตไฟฟ้า 300 MW แรกได้รับมอบหมายจากโรงไฟฟ้าเขต Pridneprovskaya และ Cherepetskaya ในปี 1968 หน่วยพลังงาน 500 MW ที่ Nazarovskaya GRES และหน่วยพลังงาน 800 MW ที่ Slavyanskaya GRES ถูกนำไปใช้งาน หน่วยทั้งหมดนี้ทำงานที่แรงดันไอน้ำวิกฤตยิ่งยวด (24 MPa)
ความโดดเด่นของการว่าจ้างหน่วยที่ทรงพลังซึ่งพารามิเตอร์ที่ไม่เอื้ออำนวยในแง่ของความเสถียรทำให้งานที่ซับซ้อนเพื่อให้แน่ใจว่า IPS และ UES ทำงานได้อย่างน่าเชื่อถือ เพื่อแก้ปัญหาเหล่านี้ จำเป็นต้องพัฒนาและใช้ ARV ของการกระทำที่แข็งแกร่งของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของหน่วยพลังงาน นอกจากนี้ยังต้องใช้การขนถ่ายฉุกเฉินอัตโนมัติของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ทรงพลัง รวมถึงการควบคุมฉุกเฉินอัตโนมัติของพลังงานของกังหันไอน้ำของหน่วยพลังงาน
การก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังน้ำอย่างเข้มข้นยังคงดำเนินต่อไป ในปีพ. ศ. 2504 หน่วยไฮดรอลิกขนาด 225 เมกะวัตต์ถูกนำไปใช้งานที่ Bratskaya HPP ในปี 2510 หน่วยพลังน้ำ 500 เมกะวัตต์แรกถูกนำไปใช้งานที่ Krasnoyarsk HPP ในช่วงทศวรรษที่ 60 การก่อสร้าง Bratskaya, Botkinskaya และสถานีไฟฟ้าพลังน้ำอื่น ๆ อีกจำนวนหนึ่งเสร็จสมบูรณ์
การก่อสร้างเริ่มขึ้นในภาคตะวันตกของประเทศ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์. ในปี พ.ศ. 2507 ได้มีการนำหน่วยผลิตไฟฟ้าขนาด 100 เมกะวัตต์มาใช้งานที่ Beloyarsk NPPและหน่วยพลังงาน 200 MW ที่ Novovoronezh NPP; ในช่วงครึ่งหลังของทศวรรษ 1960 หน่วยพลังงานที่สองได้รับหน้าที่ใน NPP เหล่านี้: 200 MW ที่ Beloyarskaya และ 360 MW ที่ Novoronezhskaya
ในช่วงทศวรรษที่ 60 การก่อตัวของสหภาพโซเวียตในยุโรปยังคงดำเนินต่อไปและเสร็จสมบูรณ์ ในปีพ.ศ. 2505 มีการเชื่อมต่อสายไฟเหนือศีรษะ 220-110 kV สำหรับการทำงานแบบขนานของ UES ทางใต้และเทือกเขาคอเคซัสเหนือ ในปีเดียวกัน งานเสร็จสมบูรณ์ในขั้นตอนแรกของสายส่งกำลังอุตสาหกรรมทดลอง 800 kV DC Volgograd-Donbass ซึ่งวางรากฐานสำหรับการสื่อสารระหว่างระบบกลาง - ใต้ ค่าโสหุ้ยนี้แล้วเสร็จในปี 2508

ปี	กำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้า ล้านกิโลวัตต์	สูงกว่า แรงดันไฟฟ้า, กิโลโวลต์*	ความยาวของเส้นค่าโสหุ้ย*, พันกม.

* ไม่มีเส้นค่าโสหุ้ย 800 kV DC ** รวมค่าโสหุ้ย 400 kV
ในปี 1966 โดยการปิดการเชื่อมต่อระหว่างระบบ 330-110 kV North-West-Center ทำให้ North-West UPS เชื่อมต่อกับการทำงานแบบขนาน ในปีพ.ศ. 2512 การดำเนินงานคู่ขนานของ UES ของศูนย์และภาคใต้ได้จัดขึ้นตามเครือข่ายการจำหน่าย 330-220-110 kV และสมาคมด้านพลังงานทั้งหมดที่เป็นส่วนหนึ่งของ UES เริ่มทำงานพร้อมกัน ในปี 1970 ผ่านการเชื่อมต่อ 220-110 kV Transcaucasia - North Caucasus เข้าร่วมการทำงานแบบขนานของ IPS Transcaucasia
ดังนั้นเมื่อต้นทศวรรษ 1970 การเปลี่ยนไปสู่ขั้นตอนต่อไปในการพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าของประเทศของเราจึงเริ่มต้นขึ้น - การก่อตัวของ UES ของสหภาพโซเวียต เป็นส่วนหนึ่งของ UES ของส่วนยุโรปของประเทศในปี 1970 UES ของศูนย์, เทือกเขาอูราล, โวลก้ากลาง, ทางตะวันตกเฉียงเหนือ, ใต้, คอเคซัสเหนือและทรานส์คอเคเซียซึ่งรวมถึง 63 EES ทำงานคู่กัน . สามอาณาเขต IPS - คาซัคสถาน ไซบีเรีย และเอเชียกลางทำงานแยกกัน IPS of the East อยู่ในกระบวนการสร้าง
ในปี 1972 IPS ของคาซัคสถานกลายเป็นส่วนหนึ่งของ UES ของสหภาพโซเวียต (สอง EES ของสาธารณรัฐนี้ - Alma-Ata และ South Kazakhstan - ทำงานแยกจาก EES อื่นของคาซัค SSR และเป็นส่วนหนึ่งของ IPS ของเอเชียกลาง) ในปีพ.ศ. 2521 ไซบีเรีย-คาซัคสถาน-อูราลได้เข้าร่วมการดำเนินงานคู่ขนานของ IPS of Siberia
ในปี 1978 เดียวกัน การก่อสร้างเส้นค่าใช้จ่ายระหว่างรัฐ 750 kV ยูเครนตะวันตก (USSR) - Albertirsha (ฮังการี) เสร็จสมบูรณ์และตั้งแต่ปี 1979 การดำเนินการคู่ขนานของ UES ของสหภาพโซเวียตและ IPS ของประเทศสมาชิก CMEA เริ่มต้นขึ้น โดยคำนึงถึง IPS ของไซบีเรียซึ่งมีความสัมพันธ์กับ EES ของสาธารณรัฐประชาชนมองโกเลีย สมาคม EES ของประเทศสังคมนิยมได้ก่อตั้งขึ้นครอบคลุมอาณาเขตอันกว้างใหญ่ตั้งแต่อูลานบาตอร์ถึงเบอร์ลิน
ไฟฟ้าส่งออกจากเครือข่าย UES ของสหภาพโซเวียตไปยังฟินแลนด์ นอร์เวย์ และตุรกี ผ่านสถานีย่อย DC converter ใกล้เมือง Vyborg UES ของสหภาพโซเวียตเชื่อมต่อกับการเชื่อมต่อโครงข่ายพลังงานของประเทศสแกนดิเนเวีย NORDEL
พลวัตของโครงสร้างการผลิตกำลังการผลิตในยุค 70 และ 80 มีลักษณะเฉพาะโดยการเพิ่มกำลังการผลิตที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ทางตะวันตกของประเทศ การว่าจ้างกำลังการผลิตเพิ่มเติมในโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่มีประสิทธิภาพสูงซึ่งส่วนใหญ่อยู่ทางภาคตะวันออกของประเทศ จุดเริ่มต้นของงานเกี่ยวกับการสร้างเชื้อเพลิงและพลังงานที่ซับซ้อนของ Ekibastuz; การเพิ่มความเข้มข้นของกำลังการผลิตโดยทั่วไปและการเพิ่มความจุของหน่วยของหน่วย

ในปี พ.ศ. 2514-2515 เครื่องปฏิกรณ์น้ำแรงดันสองเครื่องที่มีความจุ 440 MW ต่อเครื่องแต่ละเครื่อง (VVER-440) ถูกนำไปใช้งานที่ Novovoronezh NPP; ในปี 1974 เครื่องปฏิกรณ์กราไฟท์น้ำ (หัว) เครื่องแรกที่มีความจุ 1,000 เมกะวัตต์ (RBMK-1000) ถูกนำไปใช้งานที่ Leningrad NPP; ในปีพ.ศ. 2523 ได้มีการนำเครื่องปฏิกรณ์แบบผสมพันธุ์ขนาด 600 เมกะวัตต์ (BN-600) ไปใช้งานที่ Beloyarsk NPP; ในปี 1980 เครื่องปฏิกรณ์ VVER-1000 เปิดตัวที่ Novovoronezh NPP; ในปี 1983 เครื่องปฏิกรณ์เครื่องแรกที่มีความจุ 1,500 เมกะวัตต์ (RBMK-1500) ถูกนำไปใช้งานที่ Ignalina NPP
ในปีพ.ศ. 2514 หน่วยพลังงาน 800 เมกะวัตต์พร้อมกังหันเพลาเดียวถูกนำไปใช้งานที่ Slavyanskaya GRES; ในปีพ.ศ. 2515 ได้มีการนำเครื่องผลิตไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมขนาด 250 เมกะวัตต์จำนวน 2 เครื่องมาใช้งานที่ Mosenergo ในปี 1980 หน่วยพลังงาน 1200 MW สำหรับพารามิเตอร์ไอน้ำวิกฤตยิ่งยวดถูกนำไปใช้งานที่ Kostromskaya GRES
ในปีพ.ศ. 2515 โรงไฟฟ้าพลังงานอัดฉีดแห่งแรกในสหภาพโซเวียต (PSPP) - Kievskaya - ได้เริ่มดำเนินการ ในปี พ.ศ. 2521 หน่วยไฮดรอลิกขนาด 640 เมกะวัตต์เครื่องแรกได้เริ่มดำเนินการที่ Sayano-Shushenskaya HPP ตั้งแต่ปี 1970 ถึงปี 1986 Krasnoyarskaya, Saratovskaya, Cheboksarskaya, Ingurskaya, Toktogulskaya, Nurekskaya, Ust-Ilimskaya, Sayano-Shushenskaya, Zeyaskaya และ HPP อื่น ๆ จำนวนหนึ่งถูกนำไปใช้งานอย่างเต็มรูปแบบ
ในปี พ.ศ. 2530 โรงไฟฟ้าที่ใหญ่ที่สุดมีกำลังการผลิต: โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ - 4000 MW, โรงไฟฟ้าพลังความร้อน - 4000 MW, โรงไฟฟ้าพลังน้ำ - 6400 MW ส่วนแบ่งของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในกำลังการผลิตรวมของโรงไฟฟ้าของ UES ของสหภาพโซเวียตเกิน 12% ส่วนแบ่งของหน่วยกลั่นและความร้อน 250-1200 เมกะวัตต์เข้าใกล้ 60% ของกำลังการผลิตรวมของ TPP
ความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีในการพัฒนาเครือข่ายแกนหลักนั้นมีลักษณะโดยการเปลี่ยนไปสู่ระดับแรงดันไฟฟ้าที่สูงขึ้นอย่างค่อยเป็นค่อยไป การพัฒนาแรงดันไฟฟ้า 750 kV เริ่มต้นด้วยการว่าจ้างในปี 1967 ของสายการผลิตเหนือศีรษะอุตสาหกรรมนำร่อง 750 kV Konakovskaya GRES-Moscow ในช่วงปี 2514-2518 ทางหลวง 750 kV latitudinal Donbass-Dnepr-Vinnitsa-Western ยูเครนถูกสร้างขึ้น; สายหลักนี้ยังคงดำเนินต่อไปโดยสายเหนือศีรษะ 750 kV USSR-Hungary ที่เปิดตัวในปี 1978 ในปี 1975 มีการสร้างการเชื่อมต่อระหว่างระบบ Leningrad-Konakovo 750 kV ซึ่งทำให้สามารถถ่ายโอนพลังงานส่วนเกินของ UPS ทางตะวันตกเฉียงเหนือไปยัง UPS ของศูนย์ได้ การพัฒนาต่อไปของเครือข่าย 750 kV นั้นส่วนใหญ่เชื่อมโยงกับเงื่อนไขสำหรับการผลิตพลังงานจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่ และความจำเป็นในการกระชับความสัมพันธ์ระหว่างรัฐกับ IPS ของประเทศสมาชิก CMEA เพื่อสร้างการเชื่อมต่อที่มีประสิทธิภาพกับทางตะวันออกของ UES ได้มีการสร้างสายเหนือศีรษะหลัก 1150 kV คาซัคสถาน - อูราล งานกำลังดำเนินการก่อสร้างระบบส่งกำลังไฟฟ้ากระแสตรงขนาด 1500 kV DC Ekibastuz - Center
การเติบโตของกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าและความยาวของเครือข่ายไฟฟ้า 220-1150 kV UES ของสหภาพโซเวียตในช่วงปี 2503-2530 นั้นโดดเด่นด้วยข้อมูลที่ระบุในตาราง
ระบบพลังงานแบบครบวงจรของประเทศกำลังพัฒนา แผนของรัฐความซับซ้อนของสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานที่เชื่อมต่อถึงกันซึ่งรวมกันเป็นหนึ่งเดียวโดยระบอบเทคโนโลยีร่วมกันและแบบรวมศูนย์ การจัดการการดำเนินงาน. การรวม EPS ทำให้สามารถเพิ่มอัตราการเติบโตของกำลังการผลิตพลังงานและลดต้นทุนของการก่อสร้างพลังงานโดยการรวมโรงไฟฟ้าและเพิ่มความจุต่อหน่วยของหน่วย ความเข้มข้นของความจุพลังงานพร้อมการว่าจ้างที่โดดเด่นของหน่วยประหยัดที่ทรงพลังที่สุดที่ผลิตโดยอุตสาหกรรมในประเทศช่วยให้มั่นใจถึงการเพิ่มผลิตภาพแรงงานและการปรับปรุงตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจของการผลิตพลังงาน
การรวม EPS สร้างโอกาสในการควบคุมโครงสร้างเชื้อเพลิงที่ใช้แล้วอย่างมีเหตุผล โดยคำนึงถึงสถานการณ์เชื้อเพลิงที่เปลี่ยนแปลง มันคือ เงื่อนไขที่จำเป็นการแก้ปัญหาไฟฟ้าพลังน้ำที่ซับซ้อนด้วยการใช้ทรัพยากรน้ำของแม่น้ำสายหลักของประเทศให้เกิดประโยชน์สูงสุดเพื่อเศรษฐกิจของประเทศโดยรวม การลดการใช้เชื้อเพลิงอ้างอิงเฉพาะอย่างเป็นระบบต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมงที่ปล่อยออกมาจากยางล้อของ TPP ทำได้โดยการปรับปรุงโครงสร้างของกำลังการผลิตและกฎระเบียบทางเศรษฐกิจของระบอบพลังงานทั่วไปของ UES ของสหภาพโซเวียต
การช่วยเหลือซึ่งกันและกันของ EPS ที่ทำงานแบบขนานสร้างความเป็นไปได้ที่ความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟจะเพิ่มขึ้นอย่างมาก การเพิ่มกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมดของโรงไฟฟ้า UES เนื่องจากการลดลงของโหลดสูงสุดประจำปีอันเนื่องมาจากความแตกต่างในระยะเวลาของการเริ่มต้น EPS maxima และการลดกำลังการผลิตสำรองที่ต้องการเกิน 15 ล้านกิโลวัตต์
ผลกระทบทางเศรษฐกิจโดยรวมจากการสร้าง UES ของสหภาพโซเวียตที่ระดับการพัฒนาถึงช่วงกลางทศวรรษ 1980 (เมื่อเทียบกับงานที่แยกได้ของ UES) ประมาณการโดยการลดการลงทุนในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าโดย 2.5 พันล้านรูเบิล และลดต้นทุนการดำเนินงานต่อปีประมาณ 1 พันล้านรูเบิล

ความหมายของ TPP ประเภทและลักษณะของ TPP การจำแนก TPP

ความหมายของ TPP ประเภทและลักษณะของ TPP การจำแนกประเภท TPP อุปกรณ์ TPP

คำนิยาม

หอทำความเย็น

ข้อมูลจำเพาะ

การจำแนกประเภท

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม

อุปกรณ์ mini-CHP

วัตถุประสงค์ของ mini-CHP

การใช้ความร้อนจาก mini-CHP

เชื้อเพลิงสำหรับ mini-CHP

Mini-CHP และนิเวศวิทยา

เครื่องยนต์กังหันแก๊ส

โรงงานวงจรรวม

หลักการทำงาน

ข้อดี

การแพร่กระจาย

โรงไฟฟ้าควบแน่น

เรื่องราว

หลักการทำงาน

ระบบหลัก

อิทธิพลที่ สิ่งแวดล้อม

สถานะปัจจุบัน

Verkhnetagilskaya GRES

Kashirskaya GRES

Pskovskaya GRES

Stavropolskaya GRES

Smolenskaya GRES

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนคือ(หรือโรงไฟฟ้าพลังความร้อน) - โรงไฟฟ้าที่สร้างพลังงานไฟฟ้าโดยการแปลงพลังงานเคมีของเชื้อเพลิงเป็นพลังงานกลของการหมุนเพลาของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า

หน่วยหลักของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนคือ:

เครื่องยนต์ - หน่วยพลังงานของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน

เครื่องกำเนิดไฟฟ้า

เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน

คูลลิ่งทาวเวอร์

หอทำความเย็น

คูลลิ่งทาวเวอร์ (เยอรมัน: gradieren - เพื่อทำให้น้ำเกลือข้น; เดิมทีคูลลิ่งทาวเวอร์ถูกใช้เพื่อแยกเกลือโดยการระเหย) - อุปกรณ์สำหรับระบายความร้อนด้วยน้ำปริมาณมากด้วยการไหลของอากาศในบรรยากาศโดยตรง บางครั้งคูลลิ่งทาวเวอร์จะเรียกว่าคูลลิ่งทาวเวอร์

ปัจจุบันหอหล่อเย็นส่วนใหญ่จะใช้ในระบบจ่ายน้ำหมุนเวียนสำหรับเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนแบบหล่อเย็น (ตามกฎที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อน โรงไฟฟ้าพลังความร้อน) ในงานวิศวกรรมโยธา คูลลิ่งทาวเวอร์ถูกใช้ในเครื่องปรับอากาศ เช่น สำหรับการทำความเย็นคอนเดนเซอร์ของหน่วยทำความเย็น การทำความเย็นเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฉุกเฉิน ในอุตสาหกรรม คูลลิ่งทาวเวอร์ใช้สำหรับทำความเย็นเครื่องทำความเย็น เครื่องขึ้นรูปพลาสติก และสำหรับการทำให้สารเคมีบริสุทธิ์

กระบวนการทำความเย็นเกิดขึ้นเนื่องจากการระเหยของน้ำบางส่วนเมื่อไหลลงในฟิล์มบาง ๆ หรือหยดตามสปริงเกลอร์พิเศษซึ่งมีการไหลของอากาศไปในทิศทางตรงกันข้ามกับการเคลื่อนที่ของน้ำ เมื่อน้ำระเหย 1% อุณหภูมิของน้ำที่เหลือจะลดลง 5.48 °C

ตามกฎแล้วหอหล่อเย็นจะใช้ในกรณีที่ไม่สามารถใช้อ่างเก็บน้ำขนาดใหญ่เพื่อระบายความร้อน (ทะเลสาบทะเล) นอกจากนี้ วิธีการทำความเย็นนี้ยังเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมอีกด้วย

ทางเลือกที่ง่ายและราคาถูกสำหรับคูลลิ่งทาวเวอร์คือบ่อน้ำกระเซ็น ซึ่งน้ำจะเย็นลงด้วยการกระเซ็นอย่างง่าย

ข้อมูลจำเพาะ

พารามิเตอร์หลักของหอทำความเย็นคือค่าความหนาแน่นของการชลประทาน - ค่าเฉพาะของการใช้น้ำต่อพื้นที่ชลประทาน 1 ตารางเมตร

พารามิเตอร์การออกแบบหลักของคูลลิ่งทาวเวอร์ถูกกำหนดโดยการคำนวณทางเทคนิคและทางเศรษฐศาสตร์ โดยขึ้นอยู่กับปริมาตรและอุณหภูมิของน้ำเย็นและพารามิเตอร์บรรยากาศ (อุณหภูมิ ความชื้น ฯลฯ) ที่ไซต์การติดตั้ง

การใช้หอทำความเย็นในฤดูหนาว โดยเฉพาะอย่างยิ่งในสภาพอากาศที่รุนแรง อาจเป็นอันตรายได้เนื่องจากมีความเป็นไปได้ที่หอทำความเย็นจะเย็นจัด สิ่งนี้เกิดขึ้นบ่อยที่สุดในบริเวณที่อากาศเย็นจัดสัมผัสกับน้ำอุ่นจำนวนเล็กน้อย เพื่อป้องกันการแช่แข็งของหอหล่อเย็นและด้วยเหตุนี้ ความล้มเหลวจึงจำเป็นต้องตรวจสอบให้แน่ใจว่ามีการกระจายของน้ำเย็นเหนือพื้นผิวของสปริงเกลอร์อย่างสม่ำเสมอ และตรวจสอบความหนาแน่นของการชลประทานในส่วนที่แยกจากกันของหอทำความเย็น เครื่องเป่าลมมักโดนไอซิ่งเนื่องจากการใช้หอหล่อเย็นอย่างไม่เหมาะสม

การจำแนกประเภท

คูลลิ่งทาวเวอร์ขึ้นอยู่กับประเภทของสปริงเกอร์:

ฟิล์ม;

หยด;

สเปรย์;

วิธีการจ่ายอากาศ:

พัดลม (แรงผลักดันถูกสร้างขึ้นโดยแฟน);

หอคอย (สร้างแรงฉุดโดยใช้หอไอเสียสูง);

เปิด (บรรยากาศ) โดยใช้แรงลมและการพาความร้อนตามธรรมชาติเมื่ออากาศเคลื่อนผ่านสปริงเกลอร์

หอหล่อเย็นพัดลมมีประสิทธิภาพมากที่สุดจากมุมมองทางเทคนิค เนื่องจากให้การระบายความร้อนที่ลึกกว่าและดีกว่า ทนทานต่อภาระความร้อนจำเพาะจำนวนมาก (แต่ต้องใช้พลังงานไฟฟ้าเพื่อขับเคลื่อนพัดลม)

ประเภท

โรงไฟฟ้ากังหันไอน้ำ

โรงไฟฟ้าควบแน่น (GRES)

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม)

โรงไฟฟ้ากังหันก๊าซ

โรงไฟฟ้าที่ใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม

โรงไฟฟ้าที่ใช้เครื่องยนต์แบบลูกสูบ

การจุดระเบิดด้วยการอัด (ดีเซล)

พร้อมจุดประกายไฟ

วงจรรวม

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม

โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (CHP) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนประเภทหนึ่งที่ผลิตไฟฟ้าไม่เพียงเท่านั้น แต่ยังเป็นแหล่งพลังงานความร้อนใน ระบบรวมศูนย์การจ่ายความร้อน (ในรูปของไอน้ำและน้ำร้อน รวมถึงการจ่ายน้ำร้อนและการทำความร้อนในอาคารพักอาศัยและโรงงานอุตสาหกรรม) ตามกฎแล้วโรงงาน CHP จะต้องดำเนินการตามตารางการให้ความร้อน กล่าวคือ การผลิตพลังงานไฟฟ้าขึ้นอยู่กับการสร้างพลังงานความร้อน

เมื่อวาง CHP จะคำนึงถึงความใกล้ชิดของผู้บริโภคความร้อนในรูปของน้ำร้อนและไอน้ำด้วย

มินิ CHP

Mini-CHP - โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมขนาดเล็ก

อุปกรณ์ mini-CHP

Mini-CHPs คือโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ให้บริการสำหรับการผลิตไฟฟ้าและพลังงานความร้อนร่วมกันในหน่วยที่มีความจุหน่วยสูงสุด 25 MW โดยไม่คำนึงถึงประเภทของอุปกรณ์ ในปัจจุบัน การติดตั้งต่อไปนี้ได้พบการใช้งานอย่างกว้างขวางในด้านวิศวกรรมพลังงานความร้อนในประเทศและต่างประเทศ: กังหันไอน้ำ, กังหันไอน้ำควบแน่นด้วยการสกัดด้วยไอน้ำ, โรงกังหันก๊าซที่มีน้ำหรือไอน้ำนำพลังงานความร้อนกลับมาใช้ใหม่, ลูกสูบก๊าซ, แก๊ส-ดีเซล และดีเซลที่มีการนำความร้อนกลับมาใช้ใหม่ ระบบต่างๆหน่วยเหล่านี้ คำว่า พืชโคเจนเนอเรชั่น ใช้เป็นคำพ้องความหมายสำหรับคำว่า mini-CHP และ CHP แต่มีความหมายกว้างกว่า เนื่องจากเกี่ยวข้องกับการผลิตร่วมกัน (co - joint, generation - production) ของผลิตภัณฑ์ต่างๆ ซึ่งสามารถเป็นได้ทั้งไฟฟ้า และพลังงานความร้อน และผลิตภัณฑ์อื่นๆ เช่น ความร้อนและคาร์บอนไดออกไซด์ ไฟฟ้าและความเย็น เป็นต้น อันที่จริง คำว่า ไตรเจเนอเรชัน ซึ่งหมายถึงการผลิตไฟฟ้า ความร้อน และความเย็น ก็เป็นกรณีพิเศษของโคเจนเนอเรชั่นเช่นกัน คุณลักษณะที่โดดเด่นของ mini-CHP คือการใช้เชื้อเพลิงอย่างประหยัดกว่าสำหรับประเภทพลังงานที่ผลิตขึ้นเมื่อเปรียบเทียบกับวิธีการผลิตที่แยกกันซึ่งเป็นที่ยอมรับโดยทั่วไป เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าทั่วประเทศส่วนใหญ่เกิดขึ้นในวงจรการควบแน่นของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนและโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ซึ่งมีประสิทธิภาพทางไฟฟ้าอยู่ที่ 30-35% ในกรณีที่ไม่มีผู้ใช้ความร้อน ในความเป็นจริง สถานการณ์นี้ถูกกำหนดโดยอัตราส่วนที่มีอยู่ของภาระไฟฟ้าและความร้อนของการตั้งถิ่นฐาน ลักษณะที่แตกต่างกันของการเปลี่ยนแปลงในระหว่างปี เช่นเดียวกับความเป็นไปไม่ได้ของการส่งพลังงานความร้อนในระยะทางไกล ซึ่งแตกต่างจากพลังงานไฟฟ้า

โมดูล mini-CHP ประกอบด้วยเครื่องสูบลมแบบลูกสูบ กังหันก๊าซหรือเครื่องยนต์ดีเซล เครื่องกำเนิดพลังงานไฟฟ้า เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนสำหรับการใช้ความร้อนจากน้ำในการทำความเย็นเครื่องยนต์ น้ำมัน และก๊าซไอเสีย หม้อต้มน้ำร้อนมักจะถูกเพิ่มลงใน mini-CHP เพื่อชดเชยภาระความร้อนในช่วงเวลาสูงสุด

วัตถุประสงค์ของ mini-CHP

วัตถุประสงค์หลักของ mini-CHP คือการสร้างพลังงานไฟฟ้าและพลังงานความร้อนจาก ประเภทต่างๆเชื้อเพลิง.

แนวคิดในการสร้าง mini-CHP ใกล้กับผู้บริโภคมีข้อดีหลายประการ (เมื่อเทียบกับ CHP ขนาดใหญ่):

หลีกเลี่ยงค่าใช้จ่ายในการสร้างสายไฟฟ้าแรงสูงที่มีราคาแพงและเป็นอันตราย (TL)

ไม่รวมการสูญเสียระหว่างการส่งกำลัง

ไม่มีความจําเป็น ต้นทุนทางการเงินเพื่อการประหารชีวิต ข้อมูลจำเพาะเพื่อเชื่อมต่อกับเครือข่าย

แหล่งจ่ายไฟแบบรวมศูนย์

แหล่งจ่ายไฟอย่างต่อเนื่องให้กับผู้บริโภค

แหล่งจ่ายไฟที่มีไฟฟ้าคุณภาพสูงสอดคล้องกับค่าแรงดันและความถี่ที่กำหนด

อาจทำกำไรได้

ในโลกสมัยใหม่ การสร้าง mini-CHP กำลังได้รับแรงผลักดัน ข้อดีนั้นชัดเจน

การใช้ความร้อนจาก mini-CHP

ส่วนสำคัญของพลังงานจากการเผาไหม้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าคือพลังงานความร้อน

มีตัวเลือกสำหรับการใช้ความร้อน:

การใช้พลังงานความร้อนโดยตรงโดยผู้บริโภคปลายทาง (โคเจนเนอเรชั่น);

การจ่ายน้ำร้อน (DHW), เครื่องทำความร้อน, ความต้องการทางเทคโนโลยี (ไอน้ำ);

การแปลงพลังงานความร้อนบางส่วนเป็นพลังงานเย็น (ไตรเจเนอเรชั่น);

ความเย็นผลิตโดยเครื่องทำความเย็นแบบดูดกลืนที่ไม่ใช้ไฟฟ้า แต่เป็นพลังงานความร้อนซึ่งทำให้สามารถใช้ความร้อนได้อย่างมีประสิทธิภาพในฤดูร้อนสำหรับเครื่องปรับอากาศหรือสำหรับความต้องการทางเทคโนโลยี

เชื้อเพลิงสำหรับ mini-CHP

ประเภทของเชื้อเพลิงที่ใช้

ก๊าซ: ก๊าซธรรมชาติหลัก ก๊าซธรรมชาติเหลว และก๊าซที่ติดไฟได้อื่น ๆ

เชื้อเพลิงเหลว: น้ำมัน, น้ำมันเชื้อเพลิง, น้ำมันดีเซล, ไบโอดีเซลและของเหลวที่ติดไฟได้อื่นๆ

เชื้อเพลิงแข็ง: ถ่านหิน ไม้ พีท และเชื้อเพลิงชีวภาพประเภทอื่นๆ

เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและราคาไม่แพงที่สุดในรัสเซียคือก๊าซธรรมชาติหลักและก๊าซที่เกี่ยวข้อง

Mini-CHP และนิเวศวิทยา

การใช้ความร้อนเหลือทิ้งจากเครื่องยนต์ของโรงไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ในทางปฏิบัติเป็นคุณลักษณะที่โดดเด่นของ mini-CHP และเรียกว่าโคเจนเนอเรชั่น (โคเจนเนอเรชั่น)

การผลิตพลังงานสองประเภทรวมกันที่ mini-CHP ช่วยให้มีการใช้เชื้อเพลิงที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมมากขึ้น เมื่อเทียบกับการผลิตไฟฟ้าและพลังงานความร้อนที่แยกจากกันที่โรงงานหม้อไอน้ำ

การเปลี่ยนหม้อไอน้ำที่ใช้เชื้อเพลิงอย่างไม่สมเหตุสมผลและก่อให้เกิดมลพิษต่อบรรยากาศของเมืองและเมืองต่างๆ mini-CHP ไม่เพียงแต่ช่วยประหยัดเชื้อเพลิงได้อย่างมากเท่านั้น แต่ยังช่วยปรับปรุงความบริสุทธิ์ของอ่างอากาศ และปรับปรุงสภาพแวดล้อมโดยรวมอีกด้วย

แหล่งพลังงานสำหรับลูกสูบก๊าซและกังหันก๊าซ mini-CHPs ตามกฎแล้วคือก๊าซธรรมชาติ เชื้อเพลิงอินทรีย์ก๊าซธรรมชาติหรือก๊าซที่เกี่ยวข้องที่ไม่ก่อให้เกิดมลพิษต่อบรรยากาศด้วยการปล่อยของแข็ง

เครื่องยนต์กังหันแก๊ส

เครื่องยนต์กังหันก๊าซ (GTE, TRD) เป็นเครื่องยนต์ความร้อนซึ่งก๊าซถูกบีบอัดและทำให้ร้อน จากนั้นพลังงานของก๊าซที่ถูกบีบอัดและให้ความร้อนจะถูกแปลงเป็นงานทางกลบนเพลากังหันก๊าซ ต่างจากเครื่องยนต์ลูกสูบ กระบวนการในเครื่องยนต์เทอร์ไบน์แก๊สเกิดขึ้นในการไหลของก๊าซที่กำลังเคลื่อนที่

อากาศอัดในบรรยากาศจากคอมเพรสเซอร์เข้าสู่ห้องเผาไหม้ นอกจากนี้ยังมีการจ่ายเชื้อเพลิงที่นั่น ซึ่งเมื่อเผาไหม้จะก่อให้เกิดผลิตภัณฑ์การเผาไหม้จำนวนมากภายใต้ความกดอากาศสูง จากนั้นในกังหันก๊าซพลังงานของผลิตภัณฑ์ก๊าซจากการเผาไหม้จะถูกแปลงเป็นงานทางกลเนื่องจากการหมุนของใบพัดโดยเจ็ทแก๊สซึ่งส่วนหนึ่งใช้ไปในการอัดอากาศในคอมเพรสเซอร์ งานที่เหลือจะถูกโอนไปยังหน่วยขับเคลื่อน งานที่หน่วยนี้เป็นงานที่มีประโยชน์ของเครื่องยนต์กังหันก๊าซ เครื่องยนต์กังหันก๊าซมีกำลังสูงสุดเฉพาะในบรรดาเครื่องยนต์สันดาปภายใน สูงถึง 6 กิโลวัตต์/กก.

โปรโตซัว เครื่องยนต์กังหันก๊าซมีกังหันเพียงตัวเดียวซึ่งขับเคลื่อนคอมเพรสเซอร์และในขณะเดียวกันก็เป็นแหล่งพลังงานที่มีประโยชน์ สิ่งนี้กำหนดข้อ จำกัด เกี่ยวกับโหมดการทำงานของเครื่องยนต์

บางครั้งเครื่องยนต์เป็นแบบหลายเพลา ในกรณีนี้ มีกังหันหลายชุดซึ่งแต่ละชุดขับเคลื่อนเพลาของตัวเอง เทอร์ไบน์แรงดันสูง (อันแรกหลังห้องเผาไหม้) ขับเคลื่อนคอมเพรสเซอร์ของเครื่องยนต์เสมอ และอันต่อมาสามารถขับเคลื่อนทั้งภาระภายนอก (เฮลิคอปเตอร์หรือใบพัดเรือ เครื่องกำเนิดไฟฟ้าทรงพลัง ฯลฯ) และคอมเพรสเซอร์เครื่องยนต์เพิ่มเติมที่อยู่ด้านหน้า ของตัวหลัก

ข้อดีของเครื่องยนต์แบบหลายเพลาคือแต่ละเทอร์ไบน์จะทำงานด้วยความเร็วและโหลดที่เหมาะสมที่สุด ด้วยโหลดที่ขับเคลื่อนจากเพลาของเครื่องยนต์แบบเพลาเดียวการตอบสนองของลิ้นปีกผีเสื้อของเครื่องยนต์นั่นคือความสามารถในการหมุนเร็วจะต่ำมากเนื่องจากกังหันจำเป็นต้องจ่ายกำลังทั้งเพื่อให้เครื่องยนต์มี ปริมาณอากาศจำนวนมาก (กำลังถูกจำกัดด้วยปริมาณอากาศ) และเพื่อเร่งการบรรทุก ด้วยโครงร่างสองเพลา โรเตอร์แรงดันสูงแบบเบาจะเข้าสู่ระบอบการปกครองอย่างรวดเร็ว ทำให้เครื่องยนต์มีอากาศและกังหัน ความดันต่ำก๊าซจำนวนมากสำหรับการเร่งความเร็ว นอกจากนี้ยังสามารถใช้สตาร์ทเตอร์ที่ทรงพลังน้อยกว่าในการเร่งความเร็วเมื่อสตาร์ทเฉพาะโรเตอร์แรงดันสูงเท่านั้น

โรงงานวงจรรวม

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม - สถานีผลิตไฟฟ้าที่ทำหน้าที่ผลิตความร้อนและไฟฟ้า มันแตกต่างจากโรงไฟฟ้าพลังไอน้ำและกังหันก๊าซโดยประสิทธิภาพที่เพิ่มขึ้น

หลักการทำงาน

โรงงานวงจรรวมประกอบด้วยสองหน่วยที่แยกจากกัน: พลังไอน้ำและกังหันก๊าซ ในโรงงานกังหันก๊าซ กังหันจะหมุนโดยผลิตภัณฑ์ก๊าซจากการเผาไหม้เชื้อเพลิง เชื้อเพลิงเป็นได้ทั้งก๊าซธรรมชาติและผลิตภัณฑ์ อุตสาหกรรมน้ำมัน(น้ำมันเชื้อเพลิง น้ำมันดีเซล) เครื่องกำเนิดไฟฟ้าเครื่องแรกบนเพลาเดียวกันกับกังหันซึ่งเกิดจากการหมุนของโรเตอร์ทำให้เกิดกระแสไฟฟ้า เมื่อผ่านกังหันก๊าซ ผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้จะให้พลังงานเพียงบางส่วนเท่านั้น และยังคงมีอุณหภูมิสูงที่ทางออกของกังหันก๊าซ จากทางออกของกังหันก๊าซ ผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้จะเข้าสู่โรงไฟฟ้าพลังไอน้ำ เข้าไปในหม้อต้มน้ำร้อนที่ใช้แล้วทิ้ง ซึ่งจะให้ความร้อนกับน้ำและไอน้ำที่เป็นผล อุณหภูมิของผลิตภัณฑ์การเผาไหม้เพียงพอที่จะนำไอน้ำไปสู่สถานะที่จำเป็นสำหรับใช้ในกังหันไอน้ำ (อุณหภูมิก๊าซไอเสียประมาณ 500 องศาเซลเซียสทำให้ได้ไอน้ำร้อนยวดยิ่งที่ความดันประมาณ 100 บรรยากาศ) กังหันไอน้ำขับเคลื่อนเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเครื่องที่สอง

ข้อดี

โรงงานแบบใช้วงจรรวมมีประสิทธิภาพทางไฟฟ้าประมาณ 51-58% ในขณะที่โรงไฟฟ้าพลังไอน้ำหรือกังหันก๊าซที่ทำงานแยกจากกัน จะผันผวนประมาณ 35-38% ซึ่งไม่เพียงแต่ช่วยลดการใช้เชื้อเพลิง แต่ยังช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกอีกด้วย

เนื่องจากโรงงานที่ใช้วงจรรวมจะดึงความร้อนออกจากผลิตภัณฑ์ที่เผาไหม้ได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น จึงเป็นไปได้ที่จะเผาผลาญเชื้อเพลิงได้มากขึ้น อุณหภูมิสูงส่งผลให้ระดับการปล่อยไนโตรเจนออกไซด์สู่ชั้นบรรยากาศต่ำกว่าพืชประเภทอื่น

ต้นทุนการผลิตค่อนข้างต่ำ

การแพร่กระจาย

แม้ว่าข้อเท็จจริงที่ว่าข้อดีของวัฏจักรไอน้ำและก๊าซได้รับการพิสูจน์ครั้งแรกในปี 1950 โดยนักวิชาการชาวโซเวียต Khristianovich แต่การติดตั้งเครื่องผลิตไฟฟ้าประเภทนี้ยังไม่มีการใช้กันอย่างแพร่หลายในรัสเซีย CCGTs ทดลองจำนวนมากถูกสร้างขึ้นในสหภาพโซเวียต ตัวอย่างคือหน่วยพลังงานที่มีความจุ 170 MW ที่ Nevinnomysskaya GRES และที่มีความจุ 250 MW ที่ Moldavskaya GRES วี ปีที่แล้วหน่วยพลังงานแบบวงจรรวมที่ทรงพลังจำนวนหนึ่งถูกนำไปใช้งานในรัสเซีย ในหมู่พวกเขา:

หน่วยพลังงาน 2 หน่วยที่มีความจุ 450 เมกะวัตต์ต่อหน่วยที่ Severo-Zapadnaya CHPP ในเซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก

1 หน่วยพลังงานที่มีความจุ 450 MW ที่ Kaliningrad CHPP-2;

1 หน่วย CCGT ที่มีความจุ 220 MW ที่ Tyumen CHPP-1;

2 CCGTs ที่มีความจุ 450 MW ที่ CHPP-27 และ 1 CCGT ที่ CHPP-21 ในมอสโก;

1 หน่วย CCGT ที่มีความจุ 325 MW ที่ Ivanovskaya GRES;

2 หน่วยพลังงานที่มีความจุ 39 MW ต่อหน่วยที่ Sochinskaya TPP

ณ เดือนกันยายน 2551 CCGT หลายแห่งอยู่ในขั้นตอนต่างๆ ของการออกแบบหรือการก่อสร้างในรัสเซีย

ในยุโรปและสหรัฐอเมริกา การติดตั้งที่คล้ายกันนี้ดำเนินการในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนส่วนใหญ่

โรงไฟฟ้าควบแน่น

โรงไฟฟ้าควบแน่น (CPP) คือโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเท่านั้น ในอดีตได้รับชื่อ "GRES" - โรงไฟฟ้าระดับภูมิภาคของรัฐ เมื่อเวลาผ่านไป คำว่า "GRES" ได้สูญเสียความหมายเดิม ("อำเภอ") และใน ความเข้าใจที่ทันสมัยตามกฎแล้วโรงไฟฟ้าควบแน่น (CPP) ที่มีกำลังการผลิตขนาดใหญ่ (พัน MW) ที่ทำงานในระบบพลังงานที่เชื่อมต่อถึงกันพร้อมกับโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่อื่น ๆ อย่างไรก็ตาม โปรดทราบว่าสถานีบางสถานีที่มีชื่อย่อ "GRES" ไม่ได้มีการควบแน่น สถานีบางสถานีทำงานเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม

เรื่องราว

GRES "Electroperedachi" ตัวแรกซึ่งเป็น "GRES-3" ของวันนี้ถูกสร้างขึ้นใกล้มอสโกในเมือง Elektrogorsk ในปี 1912-1914 ในความคิดริเริ่มของวิศวกร R. E. Klasson เชื้อเพลิงหลักคือพีทกำลัง 15 เมกะวัตต์ ในปี ค.ศ. 1920 แผนของ GOELRO ได้จัดทำขึ้นสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนหลายแห่ง ซึ่ง Kashirskaya GRES มีชื่อเสียงมากที่สุด

หลักการทำงาน

น้ำร้อนในหม้อไอน้ำให้เป็นไอน้ำร้อนยวดยิ่ง (520-565 องศาเซลเซียส) จะหมุนกังหันไอน้ำที่ขับเคลื่อนเครื่องกำเนิดเทอร์โบ

ความร้อนส่วนเกินจะถูกปล่อยสู่ชั้นบรรยากาศ (ใกล้แหล่งน้ำ) ผ่านหน่วยควบแน่น ซึ่งแตกต่างจากความร้อนรวมและโรงไฟฟ้า ซึ่งถ่ายเทความร้อนส่วนเกินไปยังความต้องการของสิ่งอำนวยความสะดวกในบริเวณใกล้เคียง (เช่น โรงทำความร้อน)

โรงไฟฟ้าควบแน่นมักทำงานในวงจรแรงคิน

ระบบหลัก

IES เป็นศูนย์รวมพลังงานที่ซับซ้อนซึ่งประกอบด้วยอาคาร โครงสร้าง พลังงานและอุปกรณ์อื่นๆ ท่อส่ง ข้อต่อ เครื่องมือวัด และระบบอัตโนมัติ ระบบ IES หลักคือ:

โรงงานหม้อไอน้ำ;

โรงงานกังหันไอน้ำ

ประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิง

ระบบกำจัดขี้เถ้าและตะกรัน การทำความสะอาดก๊าซไอเสีย

ส่วนไฟฟ้า

น้ำประปาทางเทคนิค (เพื่อขจัดความร้อนส่วนเกิน);

เคมีบำบัดและระบบบำบัดน้ำ

ในระหว่างการออกแบบและก่อสร้าง IES ระบบต่างๆ จะตั้งอยู่ในอาคารและโครงสร้างของอาคาร โดยส่วนใหญ่อยู่ในอาคารหลัก ในระหว่างการทำงานของ IES บุคลากรที่จัดการระบบตามกฎจะรวมกันเป็นเวิร์กช็อป (หม้อไอน้ำเทอร์ไบน์ ไฟฟ้า การจ่ายเชื้อเพลิง การบำบัดน้ำด้วยสารเคมี ระบบระบายความร้อนอัตโนมัติ ฯลฯ )

โรงงานหม้อไอน้ำตั้งอยู่ในห้องหม้อไอน้ำของอาคารหลัก ในพื้นที่ทางตอนใต้ของรัสเซียโรงต้มน้ำอาจเปิดได้นั่นคือไม่มีผนังและหลังคา การติดตั้งประกอบด้วยหม้อไอน้ำ (เครื่องกำเนิดไอน้ำ) และท่อส่งไอน้ำ ไอน้ำจากหม้อไอน้ำถูกส่งไปยังกังหันผ่านท่อส่งไอน้ำแบบสด ท่อไอน้ำของหม้อต้มต่างๆ มักจะไม่เชื่อมขวาง โครงการดังกล่าวเรียกว่า "บล็อก"

โรงงานผลิตกังหันไอน้ำตั้งอยู่ในห้องเครื่องและในส่วน deaerator (bunker-deaerator) ของอาคารหลัก ประกอบด้วย:

กังหันไอน้ำกับ เครื่องกำเนิดไฟฟ้าบนเพลาเดียว

คอนเดนเซอร์ซึ่งไอน้ำที่ผ่านกังหันถูกควบแน่นให้กลายเป็นน้ำ (คอนเดนเสท)

คอนเดนเสทและปั๊มป้อนที่ส่งคืนคอนเดนเสท (น้ำป้อน) ไปยังหม้อไอน้ำ

เครื่องทำความร้อนแบบกู้คืนแรงดันต่ำและสูง (LPH และ HPH) - เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนซึ่งน้ำป้อนถูกทำให้ร้อนโดยการสกัดด้วยไอน้ำจากกังหัน

deaerator (ยังทำหน้าที่เป็น HDPE) ซึ่งน้ำถูกทำให้บริสุทธิ์จากสิ่งสกปรกที่เป็นก๊าซ

ท่อและระบบเสริม

การประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงมีองค์ประกอบที่แตกต่างกันขึ้นอยู่กับเชื้อเพลิงหลักที่ IES ได้รับการออกแบบ สำหรับ IES ที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน การประหยัดเชื้อเพลิงประกอบด้วย:

อุปกรณ์ละลายน้ำแข็ง (เรียกว่า "เทพลาย" หรือ "เพิง") สำหรับการละลายถ่านหินในรถกอนโดลาแบบเปิด

อุปกรณ์ขนถ่าย (โดยปกติคือรถบรรทุกเท);

โกดังถ่านหินที่ให้บริการด้วยเครนคว้านหรือเครื่องขนถ่ายพิเศษ

โรงงานบดสำหรับการบดถ่านหินเบื้องต้น

สายพานลำเลียงสำหรับเคลื่อนย้ายถ่านหิน

ระบบความทะเยอทะยาน การปิดกั้น และระบบเสริมอื่นๆ

ระบบบดละเอียด รวมทั้งโรงโม่ถ่านหินแบบลูกกลิ้ง ลูกกลิ้ง หรือแบบค้อน

ระบบการบดและบังเกอร์ถ่านหินตั้งอยู่ในช่องเติมอากาศ-บังเกอร์ของอาคารหลัก อุปกรณ์จ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงส่วนที่เหลืออยู่นอกอาคารหลัก บางครั้งมีการจัดโรงเก็บฝุ่นส่วนกลาง โกดังถ่านหินคำนวณ 7-30 วัน งานต่อเนื่องไออีเอส ส่วนหนึ่งของอุปกรณ์จ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงถูกสงวนไว้

การประหยัดเชื้อเพลิงของ IES ที่ใช้ก๊าซธรรมชาตินั้นง่ายที่สุด ซึ่งประกอบด้วยจุดจ่ายก๊าซและท่อส่งก๊าซ อย่างไรก็ตาม ที่โรงไฟฟ้าดังกล่าว น้ำมันเชื้อเพลิงถูกใช้เป็นแหล่งสำรองหรือตามฤดูกาล ดังนั้นจึงมีการจัดเตรียมการประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงด้วย โรงงานผลิตน้ำมันยังถูกสร้างขึ้นในโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหินซึ่งใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการจุดไฟหม้อไอน้ำ อุตสาหกรรมน้ำมันรวมถึง:

อุปกรณ์รับและระบายน้ำ

การจัดเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยถังเหล็กหรือคอนกรีตเสริมเหล็ก

น้ำมันเตา สถานีสูบน้ำพร้อมฮีตเตอร์และไส้กรองน้ำมันเชื้อเพลิง

ท่อที่มีวาล์วปิดและควบคุม

ระบบดับเพลิงและระบบเสริมอื่นๆ

ระบบกำจัดขี้เถ้าและตะกรันในโรงไฟฟ้าถ่านหินเท่านั้น ทั้งเถ้าและตะกรันเป็นถ่านหินที่ไม่ติดไฟ แต่ตะกรันจะเกิดขึ้นโดยตรงในเตาหม้อไอน้ำและถูกกำจัดผ่านรูต๊าป (รูในเหมืองตะกรัน) และเถ้าถ่านจะถูกกำจัดด้วยก๊าซไอเสียและถูกจับไปแล้ว ที่ทางออกหม้อไอน้ำ อนุภาคขี้เถ้ามีขนาดเล็กกว่า (ประมาณ 0.1 มม.) มาก (ไม่เกิน 60 มม.) ระบบกำจัดขี้เถ้าสามารถเป็นแบบไฮดรอลิก แบบนิวแมติกหรือแบบกลไก ระบบที่ใช้กันทั่วไปในการกำจัดเถ้าไฮดรอลิกและการกำจัดตะกรันประกอบด้วยอุปกรณ์ชะล้าง, ช่อง, ปั๊มถุง, ท่อน้ำทิ้ง, ขี้เถ้าและขี้เถ้าและตะกรัน, การสูบน้ำและท่อน้ำใส

การปล่อยก๊าซไอเสียสู่ชั้นบรรยากาศเป็นผลกระทบที่อันตรายที่สุดของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนต่อสิ่งแวดล้อม ในการดักจับเถ้าจากก๊าซไอเสีย มีการติดตั้งตัวกรองประเภทต่างๆ (ไซโคลน เครื่องขัดพื้น เครื่องตกตะกอนไฟฟ้าสถิต ตัวกรองผ้าถุง) หลังจากเครื่องเป่าลม ซึ่งดักจับอนุภาคของแข็งได้ 90-99% อย่างไรก็ตามไม่เหมาะสำหรับการทำความสะอาดควันจากก๊าซที่เป็นอันตราย ต่างประเทศและใน เมื่อเร็ว ๆ นี้และที่โรงไฟฟ้าในประเทศ (รวมถึงน้ำมันแก๊ส) ติดตั้งระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ด้วยปูนขาวหรือหินปูน (เรียกว่า deSOx) และการลดตัวเร่งปฏิกิริยาของไนโตรเจนออกไซด์ด้วยแอมโมเนีย (deNOx) ก๊าซไอเสียที่ทำความสะอาดแล้วจะถูกปล่อยโดยเครื่องดูดควันเข้าไปในปล่องไฟ ซึ่งความสูงนั้นพิจารณาจากสภาวะการกระจายตัวของสิ่งสกปรกที่เป็นอันตรายที่เหลืออยู่ในชั้นบรรยากาศ

ชิ้นส่วนไฟฟ้าของ IES มีไว้สำหรับการผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้กับผู้บริโภค ในเครื่องกำเนิดไฟฟ้า IES กระแสไฟฟ้าสามเฟสถูกสร้างขึ้นด้วยแรงดันไฟฟ้าปกติ 6-24 kV เนื่องจากแรงดันไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น การสูญเสียพลังงานในเครือข่ายจะลดลงอย่างมาก ทันทีหลังจากที่เครื่องกำเนิดไฟฟ้า ติดตั้งหม้อแปลงที่เพิ่มแรงดันไฟฟ้าเป็น 35, 110, 220, 500 หรือมากกว่า kV หม้อแปลงติดตั้งภายนอกอาคาร พลังงานไฟฟ้าส่วนหนึ่งใช้ตามความต้องการของโรงไฟฟ้าเอง การเชื่อมต่อและการตัดการเชื่อมต่อของสายไฟที่ส่งออกไปยังสถานีย่อยและผู้บริโภคนั้นดำเนินการกับสวิตช์เปิดหรือปิด (OSG, ZRU) ที่ติดตั้งสวิตช์ที่สามารถเชื่อมต่อและทำลายวงจรไฟฟ้าแรงสูงโดยไม่เกิดอาร์คไฟฟ้า

ระบบจ่ายน้ำสำหรับบริการจะจ่ายน้ำเย็นจำนวนมากเพื่อทำให้คอนเดนเซอร์เทอร์ไบน์เย็นลง ระบบแบ่งออกเป็นไดเร็คโฟลว รีเวิร์ส และผสม ในระบบแบบครั้งเดียว น้ำจะถูกดูดโดยปั๊มจากแหล่งธรรมชาติ (โดยปกติมาจากแม่น้ำ) และหลังจากผ่านคอนเดนเซอร์ จะถูกปล่อยกลับ ในเวลาเดียวกัน น้ำร้อนขึ้นประมาณ 8-12 °C ซึ่งในบางกรณีจะเปลี่ยนสถานะทางชีวภาพของอ่างเก็บน้ำ ในระบบหมุนเวียน น้ำหมุนเวียนภายใต้อิทธิพลของปั๊มหมุนเวียนและระบายความร้อนด้วยอากาศ การทำความเย็นสามารถทำได้บนพื้นผิวของอ่างเก็บน้ำทำความเย็นหรือในโครงสร้างเทียม: สระสเปรย์หรือหอทำความเย็น

ในพื้นที่ที่มีน้ำน้อย แทนที่จะใช้ระบบจ่ายน้ำทางเทคนิค จะใช้ระบบควบแน่นของอากาศ (หอทำความเย็นแบบแห้ง) ซึ่งเป็นหม้อน้ำอากาศที่มีกระแสลมธรรมชาติหรือลมประดิษฐ์ การตัดสินใจนี้มักจะถูกบังคับ เนื่องจากมีราคาแพงกว่าและมีประสิทธิภาพน้อยกว่าในแง่ของการระบายความร้อน

ระบบบำบัดน้ำเคมีให้การทำบริสุทธิ์ด้วยสารเคมีและการแยกเกลือออกจากน้ำลึกเข้าสู่หม้อไอน้ำและกังหันไอน้ำเพื่อหลีกเลี่ยงการสะสมบนพื้นผิวภายในของอุปกรณ์ โดยปกติ ตัวกรอง แทงค์ และสิ่งอำนวยความสะดวกสำหรับการบำบัดน้ำจะตั้งอยู่ในอาคารเสริมของ IES นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนยังสร้างระบบหลายขั้นตอนสำหรับการบำบัดน้ำเสียที่ปนเปื้อนด้วยผลิตภัณฑ์น้ำมัน น้ำมัน อุปกรณ์ล้างและล้างน้ำ พายุและการไหลบ่าของของเหลว

ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม

ผลกระทบต่อบรรยากาศ เมื่อเชื้อเพลิงถูกเผาไหม้ ออกซิเจนจำนวนมากจะถูกใช้ไป และผลิตภัณฑ์การเผาไหม้จำนวนมากจะถูกปล่อยออกมา เช่น เถ้าลอย ก๊าซซัลเฟอร์ออกไซด์ของไนโตรเจน ซึ่งบางชนิดมีฤทธิ์ทางเคมีสูง

ผลกระทบต่ออุทกภาค ประการแรก การปล่อยน้ำจากคอนเดนเซอร์เทอร์ไบน์ เช่นเดียวกับของเสียจากอุตสาหกรรม

ผลกระทบต่อธรณีภาค ต้องใช้พื้นที่จำนวนมากในการฝังเถ้าจำนวนมาก มลพิษเหล่านี้ลดลงโดยใช้เถ้าและตะกรัน as วัสดุก่อสร้าง.

สถานะปัจจุบัน

ปัจจุบัน GRESs ทั่วไปที่มีความจุ 1,000-1200, 2400, 3600 MW และรุ่นพิเศษอีกหลายรุ่นกำลังดำเนินการในรัสเซีย ใช้หน่วย 150, 200, 300, 500, 800 และ 1200 MW ในหมู่พวกเขามี GRES ต่อไปนี้ (ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของ WGC):

Verkhnetagilskaya GRES - 1500 MW;

Iriklinskaya GRES - 2430 เมกะวัตต์;

Kashirskaya GRES - 1910 MW;

Nizhnevartovskaya GRES - 1600 เมกะวัตต์;

Permskaya GRES - 2400 เมกะวัตต์;

Urengoyskaya GRES - 24 เมกะวัตต์

Pskovskaya GRES - 645 เมกะวัตต์;

Serovskaya GRES - 600 เมกะวัตต์;

Stavropolskaya GRES - 2400 เมกะวัตต์;

Surgutskaya GRES-1 - 3280 เมกะวัตต์;

Troitskaya GRES - 2060 เมกะวัตต์

Gusinoozyorskaya GRES - 1100 เมกะวัตต์;

Kostromskaya GRES - 3600 เมกะวัตต์;

Pechorskaya GRES - 1060 เมกะวัตต์;

Kharanorskaya GRES - 430 เมกะวัตต์;

Cherepetskaya GRES - 1285 เมกะวัตต์;

Yuzhnouralskaya GRES - 882 เมกะวัตต์

Berezovskaya GRES - 1500 เมกะวัตต์;

Smolenskaya GRES - 630 เมกะวัตต์;

Surgutskaya GRES-2 - 4800 เมกะวัตต์;

Shaturskaya GRES - 1100 เมกะวัตต์;

ไยวินสกายา GRES - 600 เมกะวัตต์

Konakovskaya GRES - 2400 เมกะวัตต์;

Nevinnomysskaya GRES - 1270 เมกะวัตต์;

Reftinskaya GRES - 3800 เมกะวัตต์;

Sredneuralskaya GRES - 1180 เมกะวัตต์

Kirishskaya GRES - 2100 เมกะวัตต์;

ครัสโนยาสค์ GRES-2 - 1250 MW;

Novocherkasskaya GRES - 2400 เมกะวัตต์;

Ryazanskaya GRES (หน่วยที่ 1-6 - 2650 MW และบล็อกหมายเลข 7 (อดีต GRES-24 ซึ่งต่อมาได้กลายเป็นส่วนหนึ่งของ Ryazanskaya GRES - 310 MW) - 2960 MW);

Cherepovetskaya GRES - 630 เมกะวัตต์

Verkhnetagilskaya GRES

Verkhnetagilskaya GRES เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนใน Verkhny Tagil (ภูมิภาค Sverdlovsk) ซึ่งดำเนินงานโดยเป็นส่วนหนึ่งของ OGK-1 เปิดดำเนินการตั้งแต่วันที่ 29 พฤษภาคม พ.ศ. 2499

สถานีประกอบด้วยหน่วยพลังงาน 11 หน่วยที่มีความจุไฟฟ้า 1497 MW และหน่วยพลังงานความร้อน 500 Gcal / h เชื้อเพลิงสถานี: ก๊าซธรรมชาติ (77%) ถ่านหิน (23%) จำนวนบุคลากร 1119 คน

การก่อสร้างสถานีที่มีกำลังการออกแบบ 1600 เมกะวัตต์เริ่มขึ้นในปี พ.ศ. 2494 วัตถุประสงค์ของการก่อสร้างคือเพื่อให้พลังงานความร้อนและไฟฟ้าแก่โรงงานไฟฟ้าเคมี Novouralsk ในปีพ.ศ. 2507 โรงไฟฟ้ามีขีดความสามารถในการออกแบบ

เพื่อปรับปรุงการจ่ายความร้อนให้กับเมือง Verkhny Tagil และ Novouralsk สถานีได้รับการปรับปรุงให้ทันสมัย:

กังหันไอน้ำควบแน่น LMZ K-100-90(VK-100-5) LMZ สี่ชุดถูกแทนที่ด้วยเทอร์ไบน์โคเจนเนอเรชั่น T-88/100-90/2.5

TG-2,3,4 ติดตั้งเครื่องทำความร้อนเครือข่ายประเภท PSG-2300-8-11 สำหรับให้ความร้อนกับน้ำในเครือข่ายในรูปแบบการจ่ายความร้อนของ Novouralsk

TG-1.4 ติดตั้งเครื่องทำความร้อนแบบเครือข่ายสำหรับการจ่ายความร้อนไปยัง Verkhny Tagil และไซต์อุตสาหกรรม

งานทั้งหมดดำเนินการตามโครงการของ KhF TsKB

ในคืนวันที่ 3-4 มกราคม 2551 เกิดอุบัติเหตุที่ Surgutskaya GRES-2: การพังทลายของหลังคาเหนือหน่วยพลังงานที่หกที่มีความจุ 800 MW นำไปสู่การปิดหน่วยไฟฟ้าสองหน่วย สถานการณ์ซับซ้อนเนื่องจากหน่วยไฟฟ้าอื่น (หมายเลข 5) อยู่ระหว่างการซ่อมแซม เป็นผลให้หน่วยไฟฟ้าหมายเลข 4, 5, 6 หยุดลง อุบัติเหตุครั้งนี้ได้รับการแปลโดย 8 มกราคม ตลอดช่วงเวลานี้ GRES ทำงานในโหมดที่เข้มข้นเป็นพิเศษ

ในช่วงปี 2010 และ 2013 ตามลำดับ มีการวางแผนที่จะสร้างหน่วยพลังงานใหม่สองหน่วย (เชื้อเพลิง - ก๊าซธรรมชาติ)

มีปัญหาการปล่อยมลพิษสู่สิ่งแวดล้อมที่ GRES OGK-1 ลงนามในสัญญากับศูนย์วิศวกรรมพลังงานแห่งเทือกเขาอูราลมูลค่า 3.068 ล้านรูเบิลซึ่งจัดเตรียมไว้สำหรับการพัฒนาโครงการสร้างหม้อไอน้ำใหม่ที่ Verkhnetagilskaya GRES ซึ่งจะนำไปสู่การลดการปล่อยมลพิษเพื่อให้เป็นไปตามมาตรฐาน MPE .

Kashirskaya GRES

Kashirskaya GRES ได้รับการตั้งชื่อตาม G. M. Krzhizhanovsky ในเมือง Kashira ภูมิภาคมอสโกบนฝั่ง Oka

สถานีประวัติศาสตร์ สร้างขึ้นภายใต้การดูแลส่วนตัวของ V.I. Lenin ตามแผนของ GOELRO ในช่วงเวลาของการว่าจ้าง โรงงานขนาด 12 เมกะวัตต์เป็นโรงไฟฟ้าที่ใหญ่เป็นอันดับสองในยุโรป

สถานีถูกสร้างขึ้นตามแผนของ GOELRO การก่อสร้างดำเนินการภายใต้การดูแลส่วนบุคคลของ V. I. Lenin มันถูกสร้างขึ้นในปี 2462-2465 สำหรับการก่อสร้างบนเว็บไซต์ของหมู่บ้าน Ternovo นิคมที่ทำงาน Novokashirsk ถูกสร้างขึ้น เปิดตัวเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน พ.ศ. 2465 และกลายเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนระดับภูมิภาคแห่งแรกของสหภาพโซเวียต

Pskovskaya GRES

Pskovskaya GRES เป็นโรงไฟฟ้าในเขตของรัฐ ตั้งอยู่ห่างจากนิคม Dedovichi แบบเมือง 4.5 กิโลเมตร ซึ่งเป็นศูนย์กลางของเขต Pskov บนฝั่งซ้ายของแม่น้ำ Shelon ตั้งแต่ปี 2549 เป็นสาขาของ OAO OGK-2

สายไฟฟ้าแรงสูงเชื่อมต่อ Pskovskaya GRES กับเบลารุส ลัตเวีย และลิทัวเนีย บริษัทแม่ถือว่าสิ่งนี้เป็นข้อได้เปรียบ: มีช่องทางการส่งออกพลังงานที่มีการใช้งานอย่างแข็งขัน

กำลังการผลิตติดตั้งของ GRES คือ 430 เมกะวัตต์ โดยประกอบด้วยหน่วยพลังงานที่เคลื่อนที่ได้สูงสองหน่วย หน่วยละ 215 เมกะวัตต์ หน่วยพลังงานเหล่านี้ถูกสร้างขึ้นและเปิดใช้งานในปี 2536 และ 2539 โครงการเริ่มต้นของขั้นตอนแรกรวมถึงการก่อสร้างหน่วยพลังงานสามหน่วย

เชื้อเพลิงหลักคือก๊าซธรรมชาติเข้าสู่สถานีผ่านสาขาของท่อส่งก๊าซหลักเพื่อการส่งออก เดิมหน่วยพลังงานได้รับการออกแบบให้ทำงานบนพีทที่บดแล้ว พวกเขาถูกสร้างขึ้นใหม่ตามโครงการ VTI สำหรับการเผาไหม้ก๊าซธรรมชาติ

ปริมาณการใช้ไฟฟ้าตามความต้องการของตนเอง 6.1%

Stavropolskaya GRES

Stavropolskaya GRES เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในรัสเซีย ตั้งอยู่ในเมือง Solnechnodolsk ดินแดน Stavropol

การโหลดโรงไฟฟ้าทำให้สามารถส่งออกกระแสไฟฟ้าไปยังประเทศจอร์เจียและอาเซอร์ไบจานได้ ในขณะเดียวกันรับประกันการบำรุงรักษากระแสในเครือข่ายไฟฟ้าที่สร้างระบบของ Unified Energy System ของภาคใต้ในระดับที่ยอมรับได้

ส่วนหนึ่งของบริษัทค้าส่ง ครั้งที่ 2 (JSC OGK-2)

ปริมาณการใช้ไฟฟ้าสำหรับความต้องการของสถานีคือ 3.47%

เชื้อเพลิงหลักของสถานีคือก๊าซธรรมชาติ แต่สถานีสามารถใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงสำรองและเชื้อเพลิงฉุกเฉินได้ ยอดน้ำมันเชื้อเพลิง ณ ปี 2551: ก๊าซ - 97% น้ำมันเชื้อเพลิง - 3%

Smolenskaya GRES

Smolenskaya GRES เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในรัสเซีย เป็นส่วนหนึ่งของ Wholesale Generating Company No. 4 (JSC OGK-4) ตั้งแต่ปี 2549

เมื่อวันที่ 12 มกราคม พ.ศ. 2521 ได้มีการนำส่วนแรกของโรงไฟฟ้าเขตของรัฐมาใช้การออกแบบซึ่งเริ่มขึ้นในปี 2508 และการก่อสร้างในปี 2513 สถานีตั้งอยู่ในหมู่บ้าน Ozerny เขต Dukhovshchinsky เขต Smolensk ในขั้นต้น มันควรจะใช้พีทเป็นเชื้อเพลิง แต่เนื่องจากงานในมือในการก่อสร้างสถานประกอบการเหมืองแร่พรุ จึงมีการใช้เชื้อเพลิงประเภทอื่น (ถ่านหินใกล้มอสโก ถ่านหิน Inta หินดินดาน ถ่านหิน Khakass) มีการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงทั้งหมด 14 ชนิด ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2528 ได้มีการกำหนดในที่สุดว่าจะได้รับพลังงานจากก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน

8.16. Smolenskaya GRES

แหล่งที่มา

Ryzhkin V. Ya. โรงไฟฟ้าพลังความร้อน เอ็ด วี. ยา. เกิร์ชเฟลด์. หนังสือเรียนสำหรับโรงเรียนมัธยม. ฉบับที่ 3, แก้ไข. และเพิ่มเติม - M.: Energoatomizdat, 1987. - 328 น.

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนผลิตไฟฟ้าโดยการแปลงพลังงานความร้อนที่ปล่อยออกมาจากการเผาไหม้เชื้อเพลิง เชื้อเพลิงหลักสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนคือทรัพยากรธรรมชาติ เช่น ก๊าซ น้ำมันเชื้อเพลิง ถ่านหินและพีทน้อยกว่า
โรงไฟฟ้าพลังความร้อนประเภทหนึ่ง (TPP) คือโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (CHP) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ไม่เพียงผลิตไฟฟ้าเท่านั้น แต่ยังรวมถึงความร้อนด้วย ซึ่งแบตเตอรี่ของเรามาในรูปของน้ำร้อนผ่านเครือข่ายความร้อนในรูป เส้นทางพลังงานจากโรงไฟฟ้าสู่อพาร์ตเมนต์

มีการติดตั้งหม้อไอน้ำที่มีน้ำอยู่ในห้องเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน เมื่อเชื้อเพลิงถูกเผาไหม้ น้ำในหม้อไอน้ำจะร้อนขึ้นหลายร้อยองศาและเปลี่ยนเป็นไอน้ำ ไอน้ำภายใต้ความกดดันจะหมุนใบพัดของกังหัน ในทางกลับกัน กังหันจะหมุนเครื่องกำเนิดไฟฟ้า เครื่องกำเนิดไฟฟ้าผลิตกระแสไฟฟ้า กระแสไฟฟ้าเข้าสู่เครือข่ายไฟฟ้าและผ่านไปยังเมืองและหมู่บ้านต่างๆ เข้าสู่โรงงาน โรงเรียน บ้าน โรงพยาบาล การส่งกระแสไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าผ่านสายไฟจะดำเนินการที่แรงดันไฟฟ้า 110-500 กิโลโวลต์ซึ่งสูงกว่าแรงดันไฟฟ้าของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าอย่างมาก การเพิ่มแรงดันไฟฟ้าเป็นสิ่งจำเป็นสำหรับการส่งไฟฟ้าในระยะทางไกล จากนั้นจึงจำเป็นต้องย้อนกลับแรงดันตกคร่อมให้อยู่ในระดับที่สะดวกสำหรับผู้บริโภค การแปลงแรงดันไฟฟ้าเกิดขึ้นในสถานีไฟฟ้าย่อยโดยใช้หม้อแปลงไฟฟ้า สายไฟจำนวนมากวางอยู่ใต้ดินและสายไฟที่ทอดยาวเหนือพื้นดิน กระแสน้ำไหลไปยังบ้านของผู้คน และความร้อนในรูปของน้ำร้อนนั้นมาจาก CHP ผ่านท่อความร้อนซึ่งอยู่ใต้ดินเช่นกัน

การกำหนดในรูป:
หอทำความเย็น- อุปกรณ์สำหรับระบายความร้อนด้วยน้ำที่โรงไฟฟ้าที่มีอากาศในบรรยากาศ
หม้อไอน้ำ- หน่วยปิดสำหรับผลิตไอน้ำที่โรงไฟฟ้าโดยทำน้ำร้อน การทำน้ำร้อนทำได้โดยการเผาไหม้เชื้อเพลิง (ที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อน Saratov - แก๊ส)
สายไฟ- สายไฟ. ออกแบบมาสำหรับการส่งไฟฟ้า มีสายไฟเหนือศีรษะ (สายไฟที่ทอดยาวเหนือพื้นดิน) และใต้ดิน (สายไฟ)

ปรากฏตัวครั้งแรกเมื่อปลายศตวรรษที่ 19 ในนิวยอร์ก (พ.ศ. 2425) และในปี พ.ศ. 2426 ได้มีการสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งแรกในรัสเซีย (เซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก) จากช่วงเวลาที่ปรากฏตัว TPP ได้กลายเป็นที่แพร่หลายมากที่สุดเนื่องจากความต้องการพลังงานที่เพิ่มขึ้นเรื่อย ๆ ในยุคเทคโนโลยีที่กำลังจะมาถึง จนถึงช่วงกลางทศวรรษที่ 70 ของศตวรรษที่ผ่านมา การดำเนินงานของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนซึ่งเป็นวิธีการหลักในการผลิตไฟฟ้า ตัวอย่างเช่นในสหรัฐอเมริกาและสหภาพโซเวียตส่วนแบ่งของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในบรรดาไฟฟ้าทั้งหมดที่ได้รับคือ 80% และทั่วโลก - ประมาณ 73-75%

คำจำกัดความข้างต้นถึงแม้จะกว้างขวาง แต่ก็ไม่ชัดเจนเสมอไป ลองอธิบายด้วยคำพูดของเราเอง หลักการทั่วไปการทำงานของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนทุกประเภท

การผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเกิดขึ้นจากการมีส่วนร่วมในหลายขั้นตอนติดต่อกัน แต่หลักการทั่วไปของการดำเนินการนั้นง่ายมาก อย่างแรก เชื้อเพลิงจะถูกเผาในห้องเผาไหม้พิเศษ (หม้อต้มไอน้ำ) ในขณะที่ความร้อนจำนวนมากถูกปล่อยออกมา ซึ่งจะทำให้น้ำที่หมุนเวียนผ่านระบบท่อพิเศษที่อยู่ภายในหม้อไอน้ำกลายเป็นไอน้ำ แรงดันไอน้ำที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจะหมุนโรเตอร์เทอร์ไบน์ ซึ่งจะถ่ายเทพลังงานหมุนเวียนไปยังเพลาเครื่องกำเนิดไฟฟ้า และด้วยเหตุนี้ จึงมีการสร้างกระแสไฟฟ้าขึ้น

ระบบไอน้ำ/น้ำปิด ไอน้ำหลังจากผ่านกังหันจะควบแน่นและเปลี่ยนกลับเป็นน้ำ ซึ่งผ่านระบบทำความร้อนเพิ่มเติมและเข้าสู่หม้อไอน้ำอีกครั้ง

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนมีหลายประเภท ในปัจจุบัน ในบรรดาโรงไฟฟ้าพลังความร้อน ส่วนใหญ่ โรงไฟฟ้ากังหันไอน้ำความร้อน (TPES). ในโรงไฟฟ้าประเภทนี้ พลังงานความร้อนของเชื้อเพลิงที่เผาไหม้จะถูกใช้ในเครื่องกำเนิดไอน้ำ ซึ่งจะมีแรงดันไอน้ำที่สูงมาก ซึ่งขับเคลื่อนโรเตอร์ของกังหันและเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ในฐานะที่เป็นเชื้อเพลิง โรงไฟฟ้าพลังความร้อนดังกล่าวใช้น้ำมันเชื้อเพลิงหรือดีเซล เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน พีท หินดินดาน หรืออีกนัยหนึ่งคือเชื้อเพลิงทุกประเภท ปัจจัยด้านประสิทธิภาพของ TPES อยู่ที่ประมาณ 40% และกำลังของมันสามารถเข้าถึง 3-6 GW

GRES (โรงไฟฟ้าเขตรัฐ)- ชื่อค่อนข้างรู้จักและคุ้นเคย นี่ไม่ใช่อะไรมากไปกว่าโรงไฟฟ้ากังหันไอน้ำร้อนซึ่งมีเทอร์ไบน์ควบแน่นพิเศษที่ไม่ใช้พลังงานจากก๊าซไอเสียและไม่เปลี่ยนเป็นความร้อน เช่น เพื่อให้ความร้อนแก่อาคาร โรงไฟฟ้าดังกล่าวเรียกอีกอย่างว่าโรงไฟฟ้าควบแน่น

ในกรณีเดียวกัน if TPESมีการติดตั้งกังหันความร้อนพิเศษที่แปลงพลังงานทุติยภูมิของไอน้ำเสียเป็นพลังงานความร้อนที่ใช้สำหรับความต้องการของสาธารณูปโภคหรือบริการทางอุตสาหกรรม ซึ่งก็คือโรงไฟฟ้าพลังความร้อนหรือโรงไฟฟ้าพลังความร้อน ตัวอย่างเช่น ในสหภาพโซเวียต ประมาณ 65% ของไฟฟ้าที่ผลิตโดยโรงไฟฟ้ากังหันไอน้ำคิดเป็นส่วนแบ่งของโรงไฟฟ้าในเขตของรัฐ และตามนั้น 35% - สำหรับส่วนแบ่งของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน

นอกจากนี้ยังมีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนประเภทอื่นๆ ในโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซหรือ GTPP เครื่องกำเนิดไฟฟ้าจะหมุนด้วยกังหันก๊าซ เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนดังกล่าว ใช้ก๊าซธรรมชาติหรือเชื้อเพลิงเหลว (ดีเซล น้ำมันเชื้อเพลิง) อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้าดังกล่าวมีประสิทธิภาพไม่สูงมาก ประมาณ 27-29% ส่วนใหญ่จะใช้เป็นแหล่งสำรองไฟฟ้าเพื่อให้ครอบคลุมยอดโหลดบน เครือข่ายไฟฟ้าหรือเพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับนิคมขนาดเล็ก

โรงไฟฟ้าพลังความร้อนกับโรงงานกังหันก๊าซแบบวงจรร่วม (PGES). นี่คือโรงไฟฟ้า ชนิดรวม. มีการติดตั้งกลไกกังหันไอน้ำและกังหันก๊าซ และประสิทธิภาพถึง 41-44% โรงไฟฟ้าเหล่านี้ยังทำให้สามารถกู้คืนความร้อนและเปลี่ยนเป็นพลังงานความร้อนที่ใช้เพื่อให้ความร้อนแก่อาคารได้

ข้อเสียเปรียบหลักของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนคือประเภทของเชื้อเพลิงที่ใช้ เชื้อเพลิงทุกประเภทที่ใช้ในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเป็นทรัพยากรธรรมชาติที่ไม่สามารถทดแทนได้ซึ่งกำลังหมดช้าแต่สม่ำเสมอ นั่นคือเหตุผลที่ในปัจจุบัน การพัฒนากลไกการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานหมุนเวียนหรือแหล่งพลังงานทางเลือกอื่นกำลังดำเนินไปควบคู่ไปกับการใช้โรงไฟฟ้านิวเคลียร์