Кондензни електроцентрали

Кондензните електроцентрали (КЕЦ) са термични парни турбинни електроцентрали, предназначени да генерират електрическа енергия.

Ориз. 2.1. Схематична схема на кондензационна електроцентрала на твърдо гориво

Горивото, което влиза в електроцентралата, се подлага на предварителна обработка. Така че, най-често използваните в топлоелектрическите централи твърдо гориво(въглища) първо се раздробяват, а след това се сушат и раздробяват до прахообразно състояние на специални мелнични инсталации. Комплекс от устройства, предназначени за разтоварване, съхранение и предварителна обработкагориво, представлява икономия на гориво или доставка на гориво. доставка на гориво 1 и подготовка на прах 2 формират горивния път на IES (НОна фиг. 2.1.).

Въглищен прах, заедно с въздушния поток, създаден от специална помпа (вентилатор), се подава в пещта на котела 3. Продуктите от изгарянето на горивото преминават през специални пречиствателни съоръжения 7 (колектори за пепел), където се отделят пепел и други примеси (колектори за пепел не са необходими при изгаряне на нефт и газ), а останалите газове се транспортират през димоотвод. 6 през комина 8 се изпускат в атмосферата.

Топлината, получена от изгарянето на гориво в котела, се използва за производство на пара, която се прегрява в паронагревателя 4 и по паропровод 9 влиза в парната турбина 10. В турбината енергията на парата се преобразува в механична работа на въртене на нейния вал, който е свързан към вала на генератора чрез специален съединител. 13, генериране на електричество. Парата, която е била изтощена в турбината след нейното разширяване от първоначалното налягане на входа на турбината 13-24 MPa до крайното налягане (на изхода) от 0,0035-0,0045 MPa, постъпва в специален апарат 11 наречен кондензатор. В кондензатора парата се превръща във вода (кондензат), която се изпомпва 12 се подава обратно към котела и цикълът по пътя пара-вода (Бна фиг. 2.1.) се повтаря. За охлаждане на парата в кондензатора водата се поема от циркулационната помпа. 14 от резервоар 17.

Такава общ принцип IES действия. При такава електроцентрала загубите на енергия са неизбежни в процеса на преобразуване на енергия. Топлинният баланс, представен на фиг. 2.2., дава обща представа за тези загуби.

Ориз. 2.2. Топлинен баланс на кондензационна електроцентрала

Съвършенството на IES (TPP) се определя от неговия коефициент на производителност (COP) на блоковете на станцията. Ефективността на инсталацията, без да се отчита потреблението на енергия за собствени нужди, например задвижването на електрически двигатели на спомагателни агрегати, се нарича брутна ефективност и има формата

η br \u003d [ E vyr / (G ▪ Q r)] ▪ 100%,

където: E vyr ─ количеството електроенергия, генерирана от генератора, kJ;

G ─ разход на гориво за същото време, кг;

Q r ─ калоричност на горивото, kJ/kg.

Коефициентът на производителност (COP) на съвременните големи блокови CPP обикновено не надвишава 35%.

Основните елементи на ТЕЦ са:

Парен котел.Това е сложна техническа структура, предназначена да получава (генерира) пара с параметри, определени по отношение на налягането и температурата от постъпващата в нея захранваща вода. от характеристики на дизайна парни котлисе подразделят на барабанни и с директен поток.

Опростена диаграма на еднократен котел е показана на фиг. 2.3. Циркулацията на вода и пара се създава от помпи. Конструктивно такъв котел се състои от серия от успоредни завои от стоманени тръби, в които чрез икономийзера 1 се доставя захранваща вода. Първо, тази вода влиза в долната част на екраните (завъртане на тръбата) 2. Тук той се нагрява и, като се издига, се изпарява, като постепенно губи свойствата на капеща течност. В горната част на екраните 3 парата първоначално се прегрява, след което влиза в прегревателя 4 и по-нататък през паропроводите към турбината. Във въздушния нагревател 5 въздухът се нагрява преди да се подаде в пещта (налягане на парата над 22 MPa).

Ориз. 2.3. Опростена схема на еднократен парен котел.

Въздушна турбина.Парната турбина е топлинен двигател, който преобразува потенциалната енергия на парата първо в кинетична енергия, а след това в механична работа върху вала. Преобразуването на енергия в турбината става на два етапа (фиг. 2.4.).

На първия етап парата от паропровода влиза във фиксираната дюза 1 (може да е група от успоредни дюзи, образуващи т. нар. масив от дюзи), където се разширява и следователно ускорява движението си по посока на въртене на лопатките на ротора. С други думи, парата, преминаваща през дюзата, губи топлинната си енергия (температурата и налягането намаляват) и увеличава кинетичната си енергия (скоростта се увеличава). След дюзите парният поток навлиза в каналите, образувани от лопатките на ротора 2 фиксиран на диска 3 и неподвижно свързан с въртящия се вал 4. Тук се извършва вторият етап на преобразуване на енергия: кинетична енергияпотокът се превръща в механична работа на въртене на ротора на турбината (вал с дискове и лопатки).

В пролуката между дюзата и работните решетки налягането на парите не се променя, а в работните остриета.

Ориз. 2.4. Диаграма на етапа на турбината

Комбинацията от дюза и лопатка се нарича етап на турбината. Конструктивно турбините са както едностъпални, така и многостъпални (фиг. 2.5.). В последния случай фиксираните масиви от дюзи се редуват с работници.

Всички големи турбини са направени многостепенни. На фиг. 2.5. показва диаграма на активна многостепенна турбина, която включва няколко степени, подредени последователно по хода на парата, седнали на един и същи вал. Етапите са разделени един от друг с диафрагми, в които са вградени дюзи. В такива турбини налягането спада, когато парата преминава през дюзите и остава постоянно върху лопатките на ротора. Абсолютната скорост на парата в стъпалото, наречена степен на налягане, след това се увеличава - в дюзите,

Ориз. 2.5. Схема на активна турбина с три степени на налягане:

1 - дюза; 2 - входна тръба; 3 - работещо острие 1 стъпала; 4 - дюза; 5 - работещо острие 2 стъпала; 6 - дюза; 7 - работно острие 3 стъпала; 8 - изпускателната тръба; 9 - диафрагма

след това намалява - на работните остриета. Тъй като обемът на парата се увеличава, когато се разширява, тогава геометрични размерипотока част по протежение на пара увеличаване.

Генераторпредназначени за преобразуване механично движение(въртене на вала на турбината) в електричество. Електрическият ток може да бъде постоянен и променлив. Но широк

Ориз. 2.6. Най-простата инсталация за генериране на променлив електрически ток

прилага се променлив ток. Това се дължи на факта, че напрежението и силата на променливия ток могат да се преобразуват с малка или никаква загуба на енергия. Променливият ток се получава с помощта на генератори на променлив ток, използвайки явленията на електромагнитната индукция. На фиг. 2.6. на снимката електрическа схемаинсталация за генериране на променлив ток.

Принципът на работа на инсталацията е прост. Телената рамка се върти в еднородно магнитно поле с постоянна скорост. С краищата си рамката е фиксирана върху пръстени, които се въртят с нея. Пружините, които играят ролята на контакти, прилягат плътно към пръстените. Променящ се магнитен поток непрекъснато ще тече през повърхността на рамката, но потокът, създаден от електромагнита, ще остане постоянен. В тази връзка в рамката ще се появи EMF на индукция.

В световната индустриална практика е широко разпространен трифазен променлив ток, който има много предимства пред еднофазния ток. Трифазна система е система, която има три електрически веригис техните променливи ЕМП със същите амплитуди и честота, но изместени във фаза един спрямо друг със 120 ° или 1/3 от периода.

кондензатор.Ефективността на работата на парната турбина зависи до голяма степен от крайното налягане на парата, с намаляване на което се увеличава използваната топлинна разлика и се увеличава ефективността на турбинната инсталация. Можем да кажем, че от трите пара параметъра, които определят ефективността на турбината - начално налягане, начална температура и крайно налягане - последният параметър оказва най-голямо влияние върху ефективността на турбината.

Ориз. 2.7. Кондензаторна верига.

Намаляването на налягането на парата след излизането й от турбината се извършва с помощта на устройство, наречено кондензатор, в което се поддържа ниско абсолютно налягане от 0,005-0,0035 MPa.

В най-простия случай кондензаторът е цилиндрично тяло с Голям бройтръби, затворени в краищата (фиг. 2.7.). Охлаждащата вода влиза през тръбата 1 преминаващ през тръбите 2 и нагрят, той напуска кондензатора през дюзата 3. Парата влиза през тръбата 4, запълвайки пръстеновидното пространство вътре в тялото, влиза в контакт със студа външна повърхносттръби и кондензи. Кондензатът се изпомпва чрез специална помпа през тръба 5.

Температурата на охлаждащата вода на входа на кондензатора обикновено е 12-20 ° C, на изхода от него 30-35 ° C. Дълбок вакуум (0,0035-0,0045 MPa) съответства на такива температури на кондензация.

За да се поддържа вакуум, въздухът се евакуира от кондензатора с помощта вакуумна помпапрез тръбата 6 .

Количеството охлаждаща вода за генериране на 1 kWh електроенергия от модерна мощна кондензационна турбина е от 0,12 до 0,16 m 3 , докато за CPP с инсталирана мощност 1000 MW средната годишна консумация на вода ще бъде най-малко 20 m 3 / с. Това е малко по-малко от, например, лятната консумация на река Московска област. Пахри близо до жп гара Ленинская. Лесно е да се види, че за техническите нужди на 2000-3000 MW IES е необходима „твърда” река. Следователно изграждането на мощни IES е възможно само в близост до големи водни обекти.

Топлоелектрическата централа е комплекс от конструкции и оборудване, в които топлинната енергия на изкопаемото гориво, подадена на станцията, се преобразува в електрическа енергия, предавана към енергийната система или директно към потребителите. В топлоелектрическите централи, наречени комбинирани топлоелектрически централи (CHP), освен електрическа енергия, се генерира и топлинна енергия, която се предава на потребителите с помощта на топлопроводи и се разпределя между тях.

Кондензните електроцентрали (КЕЦ) са топлоелектрически централи, предназначени само за производство на електрическа енергия. Основната характеристика на кондензните електроцентрали е, че те осигуряват условия за най-пълно преобразуване на енергията на парата, генерирана в котела, като я разширяват в максимална възможна степен в работните цилиндри на турбината в механична енергиявъртене на ротора на турбинния генератор, а след това в електрическа енергия.

За да се осигури най-пълното преобразуване на енергията на парата, нейното изпускане от турбината се извършва към специални топлообменници, в които отработената пара се кондензира и минимално за специфични

температурни условия налягане (вакуум). Такива топлообменници се наричат ​​кондензатори (вижте подраздел 3.2). Скритата топлина на изпаряване, освободена по време на кондензацията, се изхвърля през външна циркулационна верига в околната среда (водно тяло или атмосфера) и се губи безвъзвратно. Делът на тази топлина в общия баланс на парната електроцентрала достига 60–65%, което води до относително ниска топлинна ефективност на кондензните електроцентрали, която обикновено не надвишава 40%.

За подобряване на топлинната ефективност те се стремят да увеличат максимално температурата и налягането на парата на входа на турбината, прилагат вторично прегряване на парата и също така намаляват дела на топлината, загубена в кондензатора, като използват латентната топлина на изпаряване на незавършената част от парата, взета от турбината в бойлерите на захранващата вода на системата за регенерация.

Максималната температура и налягане на парата при CES са ограничени от топлоустойчивостта и топлоустойчивостта на стоманите, използвани в конструкцията на пароперегреватели на котли, парни тръбопроводи и елементи на потока на турбината. Съвременните мощни топлоелектрически централи работят при налягане на парата на входа на турбината до 26 MPa и температура на парата около 540–568°C.

Модерна кондензационна електроцентрала е сложен технологичен комплекс от сгради, конструкции и възли с блокова схема на монтаж на оборудване, в който блокът "котел - турбина - генератор" е независимо включен и независимо регулиран производствен блок. Като пример, разгледайте работата на електроцентрала, работеща с въглища (фиг. 4.1).

Доставеното на ТЕЦ гориво (въглища) се разтоварва от вагоните чрез разтоварни устройства и се подава през трошачното помещение по конвейери към бункера за сурово гориво или до склада за резервно гориво.

Въглищата се смилат в мелници. Въглищният прах, преминаващ през сепаратора и циклона, от бункерите за прах, заедно с горещия въздух, подаван от вентилатора на мелницата, постъпва в пещта на котела. Образуваните в пещта високотемпературни продукти на горене, когато се движат през газопроводите, загряват водата в топлообменниците (нагревателните повърхности) на котела до състояние на прегрята пара. Парата, разширяваща се в стъпалата на турбината, завърта нейния ротор и свързания с него ротор на електрическия генератор, в който се възбужда електрически ток. Произведеното електричество с помощта на повишаващи трансформатори се преобразува в ток с високо напрежение, прехвърля се към отворено разпределително устройство (OSG) и след това към енергийната система.

За захранване с електрическа енергия на електрически двигатели, осветителни устройства и устройства на електроцентралата се използва разпределително устройство за собствени нужди.

Отработената пара от турбината влиза в кондензатора. Образуваният там кондензат се подава от кондензатни помпи през регенеративни нагреватели ниско наляганев деаератора. Тук, при температура, близка до температурата на насищане, газовете, разтворени във водата, които причиняват корозия на оборудването, се отстраняват и водата се нагрява до температурата на насищане. Загубите на кондензат (течове през течове в тръбопроводите на станцията или в линиите на консуматорите) се попълват с химически пречистена (обезсолена) вода в специални инсталации, която се добавя към деаератора.

Обезвъздушената и загрята захранваща вода се подава чрез захранващи помпи към регенеративните предварителни нагреватели с високо налягане и след това към икономизатора на котела. Цикълът на трансформация на работното тяло се повтаря.

Устройства за химическа обработкаподхранващата вода се намират в химическия цех.

Охлаждащата вода от източника на сервизно водоснабдяване се подава към кондензатора от циркулационни помпи, разположени в помпената станция. Загрята охлаждаща вода (циркулираща) се изпуска в охладителната система или в естествен резервоар на определено разстояние от всмукателната точка, достатъчно, за да се гарантира, че нагрятата вода не се смесва с всмукателната. Схемите могат да включват малка мрежова топлоцентрала за отопление на централата и прилежащото село. Парата се подава към мрежовите нагреватели на такава инсталация от екстракциите на турбината.

Газовете, образувани при изгарянето на горивото в котела, преминават последователно през горивната камера, повърхностите на прегревателя и водния икономийзер, където отдават топлина на работния флуид, а във въздушния нагревател на въздуха, подаван към парата. бойлер. След това в пепелните колектори (електрически филтри) газовете се почистват от летяща пепел и се изхвърлят в атмосферата през комина от димоотводи.

Шлаката и пепелта под горивната камера, въздушния нагревател и пепелоулавящите се отмиват с вода и се подават по канали към помпите за багер, които ги изпомпват до пепелни отвали.

Въздухът, необходим за горене, се подава към въздушните нагреватели на парния котел от вентилатор за тяга. Всмукването на въздух се извършва от горната част на котелното помещение или отвън.

Контролът и управлението на работата на термалната станция се осъществяват от контролния панел.

На фиг. 4.2, а и 4.2, б са типични термични диаграми на парни турбинни кондензационни инсталации, работещи на органично гориво. На фиг. 4.2, а показва най-простата версия на термичната схема на CES с ниска мощност, когато топлината се подава в цикъла само когато се генерира пара и се нагрява до избрана температура на прегряване. Термична диаграма на фиг. 4.2, б е типично за мощни блокови електроцентрали, където наред с преноса на топлина към жива пара, топлината се подава на парата, след като тя е работила в цилиндъра с високо налягане на турбината.

Първата схема се нарича схема без повторно нагряване, втората - с повторно нагряване на пара. Топлинната ефективност на втората схема е по-висока при същите начални и крайни параметри на парата. Въпреки това, възможността за използване на междинно прегряване в инсталации с различен капацитет трябва да се определи чрез техническо и икономическо изчисление, тъй като това е свързано с увеличаване на потреблението на метал и цената на оборудването. В световната практика има схеми с двойно подгряване на пара.

В момента в експлоатация на територията на Украйна има основно блокове с мощност 200 MW, работещи при начални параметри на пара 12,7 MPa, 540°C и блокове с мощност 300 и 800 MW с параметри 23,5 MPa, 545° ° С.

На блокове с мощност 200 MW се използват захранващи помпи с електрическо задвижване, а при по-мощни, започващи от 300 MW, се използват захранващи турбопомпи (захранващи електрически помпи се използват като резервни). Агрегатите с турбина К-300-240 са оборудвани с една захранваща помпа със задвижваща турбина с противоналягане, а агрегатът с турбина К-800-240 има две задвижващи турбини със собствени кондензатори. Мощността на електрическото задвижване на агрегатите с турбини К-200-130 е около 2% от мощността на агрегата. Мощността на турбинния задвижващ агрегат с турбината К-300-240 е 9,0 MW, а две задвижващи турбини, монтирани на блока с мощност 800 MW, развиват мощност около 27 MW при номинално натоварване на блока.

Оформлението на основната сграда на електроцентралата

Основните блокове на IES и свързаното с тях спомагателно оборудване са разположени в основната сграда (главната сграда). Наборът от технически решения за разполагане на оборудването и изпълнението на строителната част са комбинирани от концепцията за оформление на основната сграда. Използвани са различни оформления на основната сграда, като цялостна структурапомещения в съответствие с технологичната схема за производство на енергия и използваното оборудване. Например оборудването на първите електроцентрали, построени в Ню Йорк в края на XIXвек, се е намирал на няколко етажа (фиг. 4.3).

В ИЕС основните помещения на основната сграда са котелната и турбинната секция, допълнителните са деаераторната и бункерната секция. При съвременните ЦПП всички тези помещения са разположени успоредно една на друга (виж фиг. 4.1). Разположението на парните котли и турбини и разстоянията между тях се избират така, че дължината на турбинното и котелното помещение да е еднаква.

Бункерните и деаераторните отделения обикновено са разположени между котелното и турбинното помещение. Те не са предвидени във всички видове оформления на основната сграда. Без бункерно отделение се изграждат основните сгради на ИЕС, работещи на газ и мазут, както и на твърдо гориво при подготовката на прах в централния завод за прах. Има оформления на блокови IES без деаераторно отделение. В модерното оформление на основната сграда бункерните и деаераторните отделения са комбинирани.

Оформлението на основната сграда може да бъде затворено, ако цялото основно оборудване е разположено в помещенията; полуотворени, ако парните котли са монтирани на открито, и отворени, ако няма стенни прегради над турбините.

В основните сгради на съвременните CPP основните и спомагателните помещения са плътно долепени едно до друго без строителни пролуки, което позволява да се намали обемът на сградата и площта, която заема, както и да се намали дължината на пара и водопроводи между котела и турбинните отделения.

Разположението на котелното помещение се определя от вида на монтираните котли и вида на използваното гориво. Всички съвременни котли са направени с по-нисък изход за димни газове. При този дизайн на котлите е изгодно те да се поставят отпред към турбинната зала и да се монтират димоотводи, вентилатори и комини на нула.

При съвременните ЦЕЦ част от оборудването на котелното се намира на открито. Димоотводи и вентилатори се монтират открито във всички петролни електроцентрали, независимо от климатичните условия. При изгаряне на твърди горива е разрешено отворено инсталиране на теглени машини, тръбни и регенеративни въздушни нагреватели в райони с най-ниска проектна външна температура на въздуха най-малко -28 ° С. Влажните пепелоуловители се монтират на открито при температура не по-ниска от -15°C. Ако изчислената температура е под посочените стойности, димоотводите, вентилаторите и пепелоуловителите се поставят в отделна сграда, изградена до котелното помещение.

Комините се изграждат на разстояние 20–40 m от външната стена на котелното помещение. Като се има предвид високата цена на тръбите, броят им се приема за минимален: една тръба за 2-4 парни котли.

В съвременната топлоенергетика се използва основно камерният метод за изгаряне на прахообразно гориво и индивидуални системи за приготвяне на въглищен прах. Оборудването на индивидуална пулверизираща система се намира в същата клетка с котела. Мелниците са монтирани на нулевата марка: чукови и средноскоростни мелници - от предната и страничната част на котела, и мелници със сферични барабани - най-често в бункерното (бункерно-деаераторно) отделение. Мястото за тях се избира, като се вземе предвид минималната дължина на тръбопроводите за прах и лекотата на поддръжка. На горните нива на бункерното отделение са монтирани сепаратори и циклони.

На височина 9–11 м е предвидена платформа с индивидуални и групови контролни панели. Там са разположени и прахоуловители. Между котлите е предвидено място за изграждане на багерна помпена станция за хидравличната пепелопочистваща система. За помпената станция е направена яма, чийто под има маркировка 3-4 m под пода на помещението за пепел, разположено на нулевата марка. При мощни КПЦ помпената станция на багер е разположена извън котелното в отделна пристройка.

От страната на временния край на сградата до пепелницата се полага железопътна линия. В котелната сграда са монтирани два мостови крана за монтажно-ремонтни дейности.

Разположението на турбинното отделение се определя от избрания начин на подреждане на турбините - по протежение на или напречно на оста на сградата. Това се отразява на размера на помещението, разположението на спомагателното оборудване, дължината на тръбопроводите за пара, захранваща вода и циркулираща вода. При надлъжно разположение на турбините ширината (размах) на турбинната зала е по-малка, отколкото при напречно разположение, а дължината на залата е по-голяма.

Оборудването в турбинната зала е разположено на "островния" принцип. Турбинните агрегати са монтирани по протежение на залата с определена стъпка, а в близост до всеки от тях е монтирано спомагателно оборудване.

Спомагателното оборудване (мрежови и кондензни помпи, охладители за масло и газ и др.) се намира на нулевата марка на пода на кондензационното помещение.

В същата клетка с турбината е инсталирана система за смазване на лагери и регулиране на турбината.

На ниво 8–9 m (на блокове с мощност 300 MW - 9,6 m; 800 MW - 11,4 m) има управление за главните шибъри и вентили, както и арматурно табло за турбини.

В постоянните и временните краища на турбинната зала са предвидени площадки, незаети от оборудване, които са предназначени за полагане на части при ремонтно-монтажни работи. До тези обекти са положени железопътни линии в задънена улица.

Част от оборудването на турбинната секция се намира в деаераторната секция, която е на няколко етажа. На нулево ниво са разположени КРУ за собствени нужди и кабелни коридори. Захранващи помпи, редукционно-охладителни агрегати и друго оборудване са инсталирани тук в някои IES. На втория етаж има блокови табла за управление; деаератори и резервоари за захранваща вода са разположени на горните етажи. Монтажът на деаератори на горните етажи създава допълнително водно налягане при всмукването на захранващите помпи, което повишава надеждността на тяхната работа, елиминирайки кавитацията.

В турбинната зала са монтирани един или два мостови крана. Тяхната товароподемност се избира въз основа на повдигането на най-тежката част от оборудването, което обикновено е статорът на генератора. Маркировката за местоположението на крана над платформата за поддръжка, като правило, е такава, че е възможно да се свалят турбинните цилиндри и да се прехвърлят върху работещите турбини до местата за ремонт.

Турбинната зала се вентилира чрез естествена конвекция чрез аерационен фенер, изграден на покрива на сградата, като при много големи разстояния фенерът не е конструиран за облекчаване на покрива, а въздухът се подава от вентилатори.

На фиг. 4.4 е показано разположението на оборудването на електроцентрала с прахообразни въглища с блокове с мощност 300 MW. Основната сглобяема бетонна сграда е с разстояние между носещите колони 12 м. Турбинната зала е проектирана с мазе, заровен с 2,7 м. Бункерно-деаераторното отделение е еднодиапазонно. Стената на отделението, обърната към котелното помещение, е подравнена с предната стена на котела. Същата версия на сградата се използва за IES на твърдо гориво при подготовката на прах в централната инсталация за прах; бункери за прах при такива IES се поставят между котлите.

Проектът прие напречно разположение на турбините.

За блокови контролни табла (един панел за два блока) на ниво основна поддръжка са предвидени помещения в бункера и деаераторното отделение. В края на отделението се намира и основното табло (централното табло за управление на ТЕЦ).

Общи принципи на разположение на обекта и генерален план

В допълнение към основната сграда, електроцентралата включва много други спомагателни сгради и конструкции, които осигуряват работата на IES като цяло. В непосредствена близост до основната сграда са разположени платформи за пепелоуловители, димоотводи, комини и вентилационни тръби, горивни съоръжения, затворена или отворена разпределителна апаратура, контролно табло, ако се намира в самостоятелна сграда, съоръжения за техническо водоснабдяване, химическо пречистване на водата, сграда за ремонтен цех и работилници, пепелище и шламопроводи към него, административна, интегрирана помощна сграда, складове, сгради на ацетилен, кислородни и компресорни станции, достъпни железопътни и автомобилни пътища, локомотивно депо, пожарна, пречиствателни съоръжения, и т.н.

Повечето от изброените по-горе съоръжения се намират в оградата на електроцентралата. От оградата се извеждат пепелище, складове за резервни и консумативи въглища, мазутни съоръжения, ако капацитетът му надвишава 10 000 m3, и съоръжения за технически водоснабдяване. Електрически разпределителни устройства, помпени станции са разположени както вътре, така и извън оградата, но със задължителна охранителна ограда.

Списъкът и броят на съоръженията на електроцентралата се влияят от топлинната схема, вида на използваното гориво и вида на водоснабдителната система.

Мощни кондензационни електроцентрали, работещи на изкопаеми горива, се изграждат главно в близост до източници на гориво: големи находища на въглища, торф, шисти, които минимални разходиза доставка на гориво. При поставянето им е важна близостта им до консуматорите на енергия, което дава възможност за намаляване на дължината на електропроводите, магистралните тръбопроводи на пара, вода и загубите в тях.

За IES, използващи нискокачествено гориво (лигнит, торф, шисти), близостта до находището е предпоставка. Въпреки това, когато се използват висококачествени въглища, доставката им може да бъде рентабилна дори на дълги разстояния, което дава възможност да се избере място за изграждане на CPP по-близо до потребителите на енергия. За IES, работещи на газ и мазут, разстоянието до източника на доставка на гориво не е толкова важно, тъй като разходите за доставка на тези видове гориво са значително по-ниски, отколкото за въглища, торф или шисти.

В условията на единни енергийни системи се разширяват възможностите за избор на местоположение на мощни кондензационни електроцентрали. Те трябва да бъдат разположени в близост до река, езеро или море, за да се осигури минимална дължина на техническите водоснабдителни комуникации и да се намалят разходите за изграждане на хидравлични съоръжения.

Радиусът на санитарната зона за IES обикновено е 500–1000 m; по-голям размер се приема при изгаряне на горива с високо съдържание на пепел и сяра. При определяне на размера на санитарната зона на IES се взема предвид наличието на други предприятия в близост до обекта, които вече създават определено ниво (фон) на замърсяване в района. При наличие на фоново замърсяване размерите на зоната трябва да са такива, че общото ниво на съдържание вредни веществав атмосферата не надвишава сегашните стандарти.

На основен планелектроцентрала, местоположението на основната сграда предопределя разположението и разположението на всички останали съоръжения. На фиг. 4.5 е показано общото разположение на въглищна ТЕЦ с 300 MW блока, характерни за електроцентрали с мощност 2400 и 3000 MW с монтаж съответно осем или десет блока.

Основната сграда е разположена по такъв начин, че отделението на турбината е обърнато към водоизточника; това осигурява минимална продължителност на експлоатационните водопроводи. При циркулационно водоснабдяване с охладителни кули, ориентацията на основната сграда се определя от удобството на проследяване на електропроводи, железопътни линии и естествените условия на обекта, по-специално посоката на преобладаващите ветрове. Охладителните кули обикновено са разположени от страната на постоянния край на основната сграда, която трябва да бъде ориентирана така, че постоянният край да е от подветрената страна. Разстоянието между охладителните кули и основната сграда, както и отвореното разпределително устройство обикновено е най-малко 100 m.

Разпределителните устройства (RU) са предназначени да получават електрическа енергия от източници, да я връщат в системата или разпределителната мрежа. Разпределителните устройства разпределят електричеството между други разпределителни устройства, подстанции, силови трансформатори и др. За електрическо оборудване на електроцентрали се използва разпределително устройство с високо напрежение; разпределителното устройство с ниско напрежение се използва в спомагателни инсталации. от дизайнРазпределителното устройство се разделя на затворено разпределително устройство (ZRU), когато цялото електрическо оборудване е разположено в специални сгради, отворено разпределително устройство (OSG) с поставяне на оборудване на открито в оградена зона, пълно разпределително устройство (KRU), съставено от затворено метални шкафовес монтирани в тях оборудване, устройства и спомагателни устройства. Външното разпределително оборудване е проектирано за работа с напрежение 35 kV и по-високо и се състои от шинни устройства, маслени прекъсвачи, разединители, силови и инструментални трансформатори, защитни съоръжения, автоматика и сигнализация.

Основните схеми на електрическо свързване на ТЕЦ се избират въз основа на схемата за свързване и разпределение на мощността към електроенергийната система, като се отчита общата и единичната мощност на инсталираните блокове. При разработването им се вземат предвид следните изходни данни:

• напрежения, при които се произвежда електроенергия от ТЕЦ, графици на натоварване, мрежови диаграми и брой линии, излизащи от електроцентралите, размер на обменните потоци на енергия;
• токове на късо съединение за всяко от разпределителните устройства с високо напрежение (RU), изисквания към схемата на свързване за стабилност на паралелна работа, изисквания за регулиране на напрежението в RU, необходимост от инсталиране на шунтиращи реактори;

• стойността на най-голямата загубена мощност, когато който и да е прекъсвач е повреден;
• използването на не повече от две увеличени напрежения в ТЕЦ, както и възможността за използване на две разпределителни устройства с едно и също напрежение с паралелна работа на тези разпределителни устройства през областните мрежи;
• възможността за разпределяне на част от собствените нужди на ТЕЦ за електрозахранване от изолиран източник при системни аварии.

В ТЕЦ с разпределителни устройства за генераторно напрежение общият капацитет на трансформаторите, свързващи тези разпределителни устройства с разпределителни устройства с високо напрежение, трябва да гарантира, че цялата активна и реактивна мощност се подава към мрежата с повишено напрежение, минус собствените им нужди, като се вземе предвид годишния график на електроенергията, консумация на топлина и в аварийни режими.

При избор на брой и обща мощност на комуникационните трансформатори за резервиране на товарите, свързани към разпределителното устройство за напрежение на генератора от енергийната система, когато само един от генераторите, работещи в разпределителното устройство за напрежение на генератора, излезе от работа, трифазни трансформатори или групи от единични -фазови трансформатори са приети в ТЕЦ. При инсталиране на трифазни трансформатори в блоковете се осигурява един резерв за осем блока.

• Двойните реактори се използват за ограничаване на токове на късо съединение при разпределението на електричеството при генераторно напрежение. За разпределителни устройства с реагирали линии, като правило, се използват схеми на шина-превключвател-реактор-превключвател-реактор-линия.
• Всеки генератор с мощност от 300 MW и повече е свързан от страната на високо напрежение чрез отделни трансформатори (две блока са свързани по двойки от страната на високо напрежение или два генератора са свързани към един трансформатор с разделена намотка). В същото време се монтират превключватели между всеки генератор и трансформатор.
• За разпределително устройство с номер на свързване не повече от четири се използват схеми на триъгълник, четириъгълник и мост. За разпределителни устройства с голям брой връзки при напрежение 330-750 kV и повече се използват следните схеми:
• блок (генератор-трансформатор-VL-RU понижаваща подстанция);
• с две шинни системи (SH), с четири превключвателя за три вериги (схема „4/3”);
• с две шинни системи, с три ключа за две вериги (една и половина "3/2" верига);
• блокови схеми генератор-трансформатор-линия (GTL) с изравнително-байпасен многоъгълник;
• верига с един или два полигона с до шест връзки към всеки полигон включително, свързани с два джъмпера с превключватели в джъмперите.

Генераторните разпределителни устройства са направени с една система от шини, като се използват разпределителни устройства и групови двойни реактори за захранване на консуматорите.

Изходната мощност на съвременните големи ТЕЦ с блокове от 500, 800, 1000, 1200 MW се осъществява при напрежение 220, 330, 500, 750 kV и по-високо.

На фиг. 4.6 е показана електрическата схема на когенерационна централа с осем блока по 300 MW и инсталирането на 1200 MW блок за разширение. Блокове 1, 2, 3 захранват с електричество КРУ 220 kV, изпълнени по схема с две работни и байпасни шинни системи. При развитието на електроцентралата, с увеличаване на броя на връзките към шини 220 kV, се разделя една шинна система. Блок 4 свързва разпределителните устройства 220 kV и 500 kV с автотрансформатор. Комбинирани блокове 6, 5 и 7, 8 доставят електричество към разпределителното устройство 500 kV, направено по шестоъгълна схема, а по време на разработката и монтажа на блок 1200 MW - по веригата "3/2" на прекъсвача за връзка (на фигурата разширяването на веригата е показано с пунктирана линия).

За когенерационните централи широко се използва схема за електрическо свързване с две шинни системи отстрани на генератора и по-високо напрежение.

Увеличаването на единичната мощност на турбогенераторите, използвани в топлоелектрическите централи (120, 250 MW), доведе до широкото използване на блокови схеми на електрически връзки. В диаграмата, показана на фиг. 4.7, 6–10 kV консуматори се захранват от реагирали кранове от генератори G1, G2, по-отдалечени консуматори се захранват чрез дълбоки входни подстанции от шини 110 kV. Паралелната работа на генераторите, извършвана при по-високо напрежение, намалява тока на късо съединение от страната 6–10 kV. Потребителското разпределително устройство има две секции с автоматичен превключвател (ATS) на секционния превключвател. В генераторните вериги за по-голяма надеждност на захранването са монтирани ключове B1, B2. Комуникационните трансформатори T1, T2 трябва да бъдат проектирани за издаване на цялата излишна активна и реактивна мощност и трябва да бъдат оборудвани с превключвател при натоварване. Трансформаторите на блокове G3, G4 могат да бъдат снабдени и с превключвател под натоварване (показан с пунктирана линия), който позволява да се осигури подходящо ниво на напрежение на шините 110 kV при издаване на резервна реактивна мощност на ТЕЦ, работеща съгласно към топлинния график. Наличието на превключвател под натоварване за тези трансформатори прави възможно намаляването на колебанията на напрежението в спомагателните инсталации.

Електрически схеми за спомагателни нужди

В допълнение към основните агрегати - парни котли, турбини, генератори, топлоелектрическите централи са оборудвани с голям брой механизми, които обслужват или автоматизират работата на основните агрегати и спомагателните устройства на електроцентралата. Всички механизми, заедно с техните задвижващи двигатели, източници на енергия, вътрешностанционни електрически мрежи и разпределителни устройства, електрически осветителни устройства, са включени в комплекса, който обикновено се нарича спомагателна инсталация. В ТЕЦ инсталирането на собствени нужди включва механизми за съхранение и подаване на гориво (автосамосвали, разтоварващи кранове, конвейери, кофи транспортьори, маслени помпи, сита, трошачки), пулверизиране (въглищни мелници, хранилки сурови въглища, мелнични вентилатори, шнекове, прахозахранващи устройства), тяга (вентилатори, димоотводи, рециркулационни димоотводи), механизми на турбинното отделение (захранващи, кондензатни, циркулационни ежекторни помпи, помпи за почистване на кондензат, помпи за смазване на лагери и системи за управление), химическа вода лечение и редица други.

В допълнение към изброените механизми, които обслужват основния технологичен процес, електроцентралите разполагат със спомагателни механизми: помпи за технологична вода, пожарни помпи, компресорни агрегати, двигателни генератори за зареждане на акумулатори и др.

Надеждността на работата на спомагателните механизми до голяма степен определя надеждността на станцията като цяло. В зависимост от ролята в технологичния процес на станцията, основните механизми на собствените им нужди се разделят на отговорни и безотговорни. Отговорните включват механизми, чието спиране на работа дори за кратко време води до намаляване на производителността или спиране на основните блокове на електроцентралата. Циркулационните помпи, кондензатните помпи, маслените помпи на парно-турбинните инсталации, захранващите помпи за котли, димоуловителите, вентилаторите, прахоуловителите и др. принадлежат към най-отговорните механизми за собствените си нужди. Неотговорните механизми включват механизми, чието прекъсване на работа за известно време не води до намаляване на изхода на електрическа или топлинна енергия.

Електродвигателите се използват за задвижване на механизмите за собствени нужди. Парното задвижване се използва за високоскоростни мощни захранващи помпи на агрегати със свръхкритични параметри на парата.

Максималната мощност, консумирана от спомагателните механизми, зависи от вида и мощността на ТЕЦ, от вида и качеството на горивото, методите на неговото изгаряне и параметрите на парата. Консумацията на електроенергия за собствени нужди зависи и от правилния избор на производителността на механизмите, мощността на електродвигателите и ефективността на поддържане на работния режим на оборудването в експлоатация и е 3–14%, а консумацията на топлинната енергия е 3–10%.

Подобно на всички отговорни потребители на електроенергия от 1-ва категория, схемите за спомагателно захранване имат резервиране, което осигурява непрекъснато захранване чрез автоматично включване резервно захранване(AVR). Резервирането може да се реализира в имплицитна форма (фиг. 4.8), когато работещ спомагателен трансформатор е и резервен.

В този случай всеки работещ трансформатор се избира по мощност от условието за захранване на всички спомагателни нужди на ТЕЦ. Такива схеми за резервиране се използват в ТЕЦ с много ниска мощност. Резервното захранване за спомагателни нужди на когенерационни централи с шини на генераторно напрежение също може да бъде изрично (фиг. 4.9). В този случай за редица работещи спомагателни трансформатори е предвиден един резервен спомагателен трансформатор (PRTSN), който се включва автоматично за този участък от спомагателни нужди, в който работещият спомагателен трансформатор е изключен. За всеки шест работещи трансформатора (линии) се приема един PRTSN.

Изборът на мощност на работния трансформатор за спомагателните нужди на блока се основава на изчисляването на действителното натоварване на спомагателните секции (агрегат и обща станция, свързани към спомагателните шини на блока). Редица двигатели са излишни в рамките на блок или няколко блока (резервен възбудител), някои от механизмите работят периодично (помпа за измиване на киселина, противопожарни помпии др.). Пускови трансформатори със собствени нужди по мощност са равни на най-големия работещ.

В случай на пълна продължителна (повече от 30 минути) загуба на напрежението на захранващата честота, свързана с аварии, ТЕЦ осигурява надеждно захранване от неблоковата част на станцията (ако има такава) от най-близките електроцентрали или аварийни дизел-генераторни или газотурбогенераторни агрегати на следните консуматори: електродвигатели на блокиращи механизми, акумулаторни батерии, приборно оборудване, аварийно осветление.

Като източници на постоянен ток в ТЕЦ-овете се използват батерии, които са независим източник на постоянен ток, способен да захранва своите консуматори в случай на аварии в станцията. Потребителите, които са задължени да работят при всякакви условия (включително спешни), се хранят от тях. Такива консуматори включват управляващи вериги за превключватели на разпределителни устройства от всички напрежения, управляващи вериги за комутационни устройства на двигатели за спомагателни механизми 0,4 kV, алармени вериги, автоматика, релейна защита, аварийно осветление, аварийни помпи за системи за управление и смазване на турбинни агрегати. В ТЕЦ с блокове от 300 MW и повече за всеки блок са предвидени една акумулаторна батерия и една или две общостанционни батерии. В DC ​​вериги е осигурена възможност за взаимно резервиране на мощността.

За акумулаторни батерии по правило се използват оловно-киселинни стационарни батерии от тип C или CK (за краткотрайни разряди с висок ток).

Всички батерии на станции работят в режим на постоянно презареждане. В тази връзка за всеки от тях е предвидено отделно зарядно устройство. За зареждане на всички батерии е инсталирано едно зарядно устройство за цялата станция.

Мястото за отворено разпределително устройство (OSG) обикновено се разпределя от страната на турбинното отделение, а понякога и от страната на постоянния край на основната сграда.

В охладителната системаГенераторът в IES обикновено използва водород. Тъй като водородът е експлозивен, съхранението му се изнася извън територията на основната сграда, а понякога и извън територията на станцията. Съхранява се в специални съдове - водородни приемници. Спомагателните и спомагателните съоръжения на ИЕС са разположени върху ОУП по начин, който осигурява минималната дължина на железопътните и шосейните маршрути.

Химична система за пречистване на вода. За да се подготви правилното качество на фуражната и подхранващата вода, в електроцентралата е инсталирана система за химическа обработка на водата (CWT), която по правило включва избистрители, механични филтри (сулфониран въглен или предварително измита целулоза), филтри за обезсоляване на вода (Na, H - катионен и анионен обмен). Оборудването на системата CWT се намира в химическия цех на ИЕС, разположен в отделна сграда или в комбинираната помощна сграда на ИЕС. В допълнение към CWT, по време на работа на енергоблокове с еднократни котли, кондензатът се обработва в блокова инсталация за обезсоляване (BOU), която включва механични филтри, филтри със смесен слой и регенераторни филтри за възстановяване на катионообменник и анионообменник .

Техническо водоснабдяване.

За нормалната работа на електроцентралите е необходимо надеждно и непрекъснато снабдяване с вода. Потребители на вода в IES са турбинни кондензатори и технологични кондензатори, съоръжения, носещи охладителни системи, системи за пречистване на вода и хидравлични системи за отстраняване на пепел и шлака, множество спомагателни топлообменници и системи. Структурата на техническото водоснабдяване на централата включва: водоизточник, входящи и изходящи канали (водопроводи), помпи, водни охладители. Според схемата на комуникациите и методите за охлаждане на водата системите са разделени на директни, реверсивни и смесени.

Системата се нарича еднократна, когато цялата вода за електроцентралата се взема от естествен източник (река, езеро или море) и след употреба се изхвърля в същия източник. Мястото на заустване се избира надолу по течението, ако източникът е река, и на място, отдалечено от оградата, ако източникът е езеро или море. Комуникационната схема на еднократната система е показана на фиг. 4.10.

Водата от източника към електроцентралата се доставя чрез напорни тръби или гравитационни канали. При захранване с налягане на брега на източника се изгражда помпена станция, от която се полагат стоманобетонни или метални тръби към основната сграда. От тръбопроводите към всяка турбина се правят разклонения. При значително разстояние на електроцентралата от източника, както и при голяма разлика във височината между кондензаторите и нивото на водата в източника се изгражда допълнителна помпена станция.

При равнинен терен водата се подава към основната сграда чрез гравитационни канали. В този случай до основната сграда се изгражда централна помпена станция. Може да има няколко от тези станции, ако електроцентралата е изградена на опашки.

Отпадъчните води се отвеждат през затворени подземни тръбопроводи, които преминават в отворени канали.

Възможностите за използване на система с директен поток се определят от законодателството на страната, условията за опазване на околната среда и параметрите на речния поток. Водният кодекс на Украйна забранява използването на технически системи за водоснабдяване с директен поток.

Най-широко използваната система за циркулационно водоснабдяване е, когато един и същ обем вода се използва многократно, като се изисква само малка добавка (захранване), за да се компенсират загубите на вода. Тази система е затворена верига, състояща се от воден охладител, помпи и тръбопроводи.

В съвременните големи топлоелектрически централи се използват циркулационни водоснабдителни системи, както и смесени. Най-често използваните охладители са изкуствени резервоари, охладителни кули и спрей басейни. Примерна схема с резервоар-охладител е показана на фиг. 4.11.

По-икономически изгодно е охладителят на резервоара, който осигурява по-ниска температура на охладената вода и по-дълбок вакуум в кондензаторите на турбината. В системи с охладителни кули площта на отчуждената земя е намалена, но средната годишна температура на охладената вода след изпарителни охладителни кули и неотменимо потребление на вода е по-висока, отколкото в циркулационни системи с резервоари. В схемата за пръскащи басейни неотменимото потребление на вода се увеличава. Така за техническо водоснабдяване на ТЕЦ с мощност 1 милион kW са необходими средно 0,9 km3 вода годишно, основната част от която (до 95%) се използва за охлаждане на турбинни кондензатори. При циркулационна водоснабдителна система около 5% от общия обем трябва да се попълни с прясна вода, за да се компенсират безвъзвратните загуби на вода в технологичния цикъл на ТЕЦ (главно за изпаряване) и за прочистване на охладителната система, за да се поддържа приемлив режим на сол в нея . По време на продухването водата от продухването се зауства във водни обекти (река или резервоар), в които с тази вода влизат сулфати, хлориди и др. В циркулационна система с изпарителни охладителни кули, безвъзвратните загуби на вода възлизат на 1,5–2% от общата вода потребление.

Техническото водоснабдяване на електроцентралите е тясно свързано с проблема за опазване на околната среда. Изпускането на нагрята вода (с високо съдържание на сол по време на продухване) във водоизточника или разсейването на топлината на охладената вода в атмосферата може да повлияе неблагоприятно на екологичната ситуация в околността.

При избор на технически системи за водоснабдяване съществено условиее да се сведат до минимум отрицателните въздействия върху околната среда.

Икономия на гориво на електроцентралите

Икономията на гориво на електроцентралите е комплекс от технологични свързани устройства, механизми и конструкции, използвани за подготовка и подаване на гориво в котелното помещение. Структурата на разхода на гориво и използваното оборудване са различни при използване на твърди, течни и газообразно гориво. Комплексът се изпълнява под формата на непрекъсната производствена линия, чието начало е приемно-разтоварното устройство, а краят е основната сграда, където се доставя подготвеното гориво. Съоръженията за доставка на гориво и гориво са разположени отстрани на котелното помещение не по-близо от 200–250 m от основната сграда. Минимално разстояниесе определя от допустимия ъгъл на повдигане на транспортьорите за подаване на гориво.

Доставката на гориво се комбинира с различни етапи на неговото приготвяне, както и операции по складиране, претегляне и вземане на проби. Съвкупността от всички операции се наричат ​​преработка на гориво.

Приготвянето на твърдо гориво се състои в изсушаването и смилането му до размер не по-голям от 25 mm и освобождаването му от чужди предмети. Течното гориво в процеса на приготвяне се филтрира през решетките, нагрява се и се подава в котелното помещение при строго определени температури и налягания. Приготвянето на газово гориво практически не изисква.

Обработката на гориво, като основна задача на икономията на гориво, се състои от следните основни операции: получаване на гориво и организиране на контрола му по количество и качество; разтоварване на пристигащи вагони; навременно и непрекъснато подаване на гориво към бункерите на котелното помещение, а при използване на газ и мазут - на горелките на парни котли; отстраняване на произволни метални и неметални предмети от горивото и смилане на парчета твърдо гориво до размер 15–25 mm; съхранение на гориво в складове (с изключение на газ). В КПЗ, използващи като гориво въглища, торф, нефтени шисти, икономията на гориво се състои от железопътни линии в близост до гарата (релсови съоръжения), устройство за разтоварване, захранване с гориво, сграда за раздробяване, бункери в основната сграда и склад. В райони с континентален климат и при системно пристигане на вагони със замразено гориво, в допълнение към горните съоръжения се изгражда устройство за размразяване.

Типичната икономия на гориво на IES, работеща с въглища, е показана на фиг. 4.12. Горивото обикновено се доставя по железопътен транспорт. Пристигащите вагони с гориво се подават в разтоварващо устройство, оборудвано с вагонни самосвали. Везни за карета са монтирани пред разтоварващото устройство за определяне на количеството входящо гориво. По време на разтоварването въглищата се изсипват в приемния бункер и се подават от подаващото устройство към първия транспортьор за подаване на гориво.

В разтоварващото устройство горивото преминава през първия етап на подготовка, който се състои в раздробяването му на парчета с размери 200–300 mm. Големи парчета въглища се задържат върху решетката, която покрива горната част на приемния бункер, и се раздробяват с помощта на машина за раздробяване и фрезоване (CPM). Върху решетката се задържат и големи чужди предмети, които след това се отстраняват. При липса на DFM грубото смилане на въглища се извършва от дискови зъбчати трошачки, монтирани между подаващото устройство и подаващия гориво транспортьор.

От разтоварващото устройство въглищата влизат в преносния блок, откъдето могат да бъдат изпратени в склад или камера за раздробяване. В корпуса за раздробяване са монтирани чукови трошачки, които раздробяват въглищата на парчета. Пред трошачките се монтират сита, с помощта на които освен трошачите се прокарват въглища, които не изискват смилане.

При движение по конвейера горивото се освобождава от произволни метални предмети. Металът се улавя с помощта на окачени и ролкови електромагнити (метални сепаратори).

От къщата за раздробяване въглищата се транспортират до основната сграда по хоризонтален конвейер и от него се изсипват в бункери за сурови въглища на парни котли.

Диаграмата показва склад за гориво, където като механизми за претоварване се използват скрепери и булдозери. От склада въглищата се подават в транспортния бункер, с помощта на който въглищата постъпват в преносния блок и след това в раздробяващото тяло. Складовете са оборудвани и с товарачни кранове, ротационни товарачи и стекери. Количеството гориво, което може да бъде получено, обработено и подготвено за изгаряне или съхранение, характеризира ефективността на икономията на гориво. Определящата производителна характеристика е общият разход на гориво от всички котли при номинално натоварване на ТЕЦ, като се вземат предвид корекциите за неравномерно подаване на гориво и спиране на оборудването.

Бункерите на основната сграда са предвидени за създаване на запас от гориво и непрекъснатото му отдаване при спиране на подаването на гориво. Изработени са под формата на 4-странна призма, преминаваща отдолу в пресечена пирамида (фуния), която има изходящ отвор в края. Обемът на бункерите е изчислен за 4-6 часа доставка на гориво.

Складовете служат за създаване на доставка на гориво в случай на прекъсване на доставката му. Складът също така играе ролята на буферен резервоар, което прави възможно изглаждането на неравномерната доставка на гориво.

Капацитетът за съхранение се избира в зависимост от капацитета на IES, вида на горивото и разстоянието до доставчика. За IES, работещи с въглища, капацитетът за съхранение се изчислява за 30-дневна доставка. Ако разстоянието до доставчика е по-малко от 100 км, наличността се намалява на 2 седмици.

Ферма за мазут е комплекс от устройства и конструкции, предназначени за приемане, съхранение, подготовка и доставка на мазут в котелно помещение. Основните обекти на мазутното стопанство са: приемно-разтоварно устройство, склад (склад), помпена станция, мазутни тръбопроводи. Тези обекти, заедно с мазутни тръбопроводи, образуват технологична схема, типичен изглед на която е показан на фиг. 4.13.

Основното съоръжение за мазут обикновено се намира извън територията на CES не по-близо от 500 m от най-близкото населено място. Това е продиктувано от мерките за пожарна безопасност и желанието за подобряване на показателите на генералния план на IES. До обекта се извежда електропровод, строят се жп линия и магистрала. Всички съоръжения за мазут са оборудвани с надеждна мълниезащита.

Мазутът се доставя до IES чрез железопътен, воден или тръбопроводен транспорт и се изхвърля в приемен резервоар. Филтрите са монтирани в тавите пред резервоарите грубо почистване, служещи за забавяне на чужди предмети. От приемните резервоари мазутът се изпомпва към основните резервоари за съхранение, които служат за създаване на запас от мазут.

От резервоарите за съхранение мазутът се подава гравитачно или с помощта на помпи до сградата на помпената станция, където са монтирани помпи, топлообменници и фини филтри. Тук мазута се нагрява, почиства и под зададено наляганесе подава в котелното помещение.

Технологичната схема предвижда рециркулационни линии на мазут, които осигуряват непрекъснатото му движение през тръбите в тръбопроводите. Това предотвратява замръзване при спиране на котлите.

Мазутът в електроцентралите се използва не само като основно, но и като спомагателно гориво, използвано за разпалване на котли, работещи на твърдо гориво. В зависимост от предназначението на мазута в ИЕС се изгражда основното или мазутното съоръжение. Основната икономия се изчислява за доставка на такова количество мазут, което осигурява работата на всички котли с номинално натоварване; разпалване - само за едновременно разпалване на два котела до натоварване, равно на 30% от номиналното.

За осигуряване на надеждност на транспортамазутът трябва да се нагрява по целия път на неговото движение. Първичното нагряване до температура 35–45°C се извършва в приемно-разтоварното устройство при разтоварване от резервоари и при движение по гравитационни тави. Мазутът се загрява до 90°С в резервоари. Окончателното нагряване до температура 120–150°C, избрано според условията за пръскане на мазут в дюзите на горивните устройства на котлите, се извършва в нагреватели, монтирани в помпената станция.

Налягането на мазута в линията, през която се подава към котелното помещение, се избира в зависимост от вида на дюзите. Осигурява се висококачествено пулверизиране чрез механични дюзи при налягане 3–4,5 MPa; пара - 0,5–1,0 MPa. Налягане от 3–4,5 MPa се осигурява надеждно само когато две групи помпи са свързани последователно. При първия налягането се повишава до 1-1,5 MPa, във втория - до предварително определеното. Едностепенното повишаване на налягането е ненадеждно поради появата на кавитация и повреда на помпите.

Приемно-разтоварното устройство е участък от железопътната линия с улей между релсите, където мазутът се източва от резервоарите. Улеят е от стоманобетон с метална обшивка и лек наклон на дъното към приемните резервоари. По дъното на улука се полагат парни тръби за загряване на мазута.

За да се ускори разтоварването, мазутът в резервоарите се нагрява с пара при налягане 1–1,2 MPa, подавана към резервоара през горната шийка. В някои ЦПП за тази цел се използват отоплителни уреди, конструирани според вида на размразяващите устройства.

Резервоарите се използват за приемане и съхранение на мазут. Общият капацитет на резервоарите в склада се изчислява за 15-дневна доставка, ако мазутът се доставя от железопътна линияи е основното гориво. При доставка по тръбопроводи наличността се осигурява за 3 дни. Ако мазутът е изходно гориво, тогава се осигурява 10-дневен резерв. За да се гарантира технологичната надеждност на обработката и доставката на мазут в котелното помещение, в склада са монтирани най-малко три резервоара.

Резервоарите са изработени от метал или стоманобетон. Изпълнението им може да бъде наземно, подземно или полуподземно. В резервоарите мазутът се нагрява от парни повърхностни топлообменници и чрез рециркулация на горещ мазут. Парата се подава към нагревателите под налягане 0,5–0,6 MPa.

Мазутът се съхранява в резервоари при температура 70-90°C. За да се намалят топлинните загуби в околната среда, стените на наземните резервоари са покрити с топлоизолация под формата на рогозки от минерална ватас обшивка отвън с калай или нанасяне на слой азбестоциментова мазилка.

Нефтопомпените станции са изградени като самостоятелна сграда с помещения за помпи, вентилационно оборудване, табло за управление и разпределително устройство. От технологичното оборудване в помпената станция за мазут се монтират помпи, филтри, нагреватели и устройства за събиране и пречистване на замърсени с масло води.

За изпомпване на мазут се използват специални помпи. В помпената станция за мазут са монтирани центробежни помпи с хоризонтален вал, а в резервоарите са монтирани аксиални помпи потопяем тип. И тези, и другите имат електродвигатели със запечатан корпус.

Грубите филтри са направени под формата на решетки с клетки 10 × 10 mm2. Фино почистванеизвършва се във филтри тип корпус през решетки с клетки с размери 1 × 1 mm2.

За окончателно нагряване на мазут до температура 120–150°C се използват двусекционни тръбни топлообменници. Мазутът се движи през тръбите и пара с налягане 1–1,2 MPa се подава към пръстена.

Помещението на помпената станция за мазут принадлежи към категорията на взривните съоръжения. Следователно всички електрически инсталации и електродвигатели са взривобезопасни. На смукателните и нагнетателните тръбопроводи за мазут, на 10–15 m от сградата на помпената станция, спирателни вентили. Икономията на мазут за разпалване се комбинира по правило със склад на масла и горива и смазочни материали.

Икономията на гориво на IES, работеща с газово гориво, се състои от газоразпределителна точка (ГРП) и газопроводна система. Газът се подава към газоразпределителната точка от разпределителна станция, разположена извън IES и свързана към главен газопровод. Налягането на газа преди газоразпределителната точка е 1–1,2 MPa, а след хидравлично разбиване е 0,05–0,12 MPa. Подготовката на газа за горене се състои в почистването му от прах и осигуряване на необходимото налягане пред горелките.

Схемата на газоразпределителната точка (фиг. 4.14) предвижда инсталиране на влакнест филтър за обезпрашаване на газ, автоматичен регулатор на налягането на газа, устройства за измерване на налягането и газовия поток, спирателни клапани, както и байпасна линия за подаване на газ към котелното помещение при ремонт на газоразпределителни пунктове.

Газоразпределителните точки на мощни ИЕС са разположени в отделна сграда, състояща се от две помещения: основното, където са монтирани всички фитинги и устройства, и спомагателното, предназначено за отоплителната и вентилационна инсталация. При ЦЕЦ с мощност до 1200 MW обикновено се изгражда един газоразпределителен пункт, а при по-голям капацитет може да има два или повече.

Полагането на всички газопроводи на територията на ИЕС се извършва на терена върху стоманобетон или метални надлези. Газът от газоразпределителната точка до главния тръбопровод на котелното и от него до котлите се доставя по един газопровод. На изходите към котлите са монтирани спирателни и управляващи вентили с дистанционно управление, както и устройство за измерване на газовия поток. Във всички крайни точки на газопроводите се правят продухващи линии с плътна арматура, които служат за отстраняване на газ от тръбопроводите по време на ремонт.

За осигуряване на ремонтни дейностиТЕЦ изискват сгъстен въздух, кислород и газ. За това има специална разклонена система за доставка на тези медии. Системата за сгъстен въздух се управлява от компресорна станция, докато кислородът се доставя от азотно-кислородна станция.

Организация на управление на технологичните процеси в ТЕЦ.Осигуряването на надеждно и ефективно функциониране на всички средства за контрол и управление и оборудването, което те обслужват, зависи от много фактори, един от които е организацията на управление в ТЕЦ. Под организацията на управление в ТЕЦ се разбира такава структура на отношенията между обектите на управление, оператора и средствата за контрол и управление, която осигурява провеждането на технологичния процес с дадените технологични показатели.

Такава структура се основава, от една страна, на психологическите данни на човек (оператор), а от друга страна, на технически и икономически фактори, които характеризират съоръжението и системата за управление. Първите включват: техническата квалификация и опит на оператора, неговата подготовка, скоростта на реакция на получената информация за състоянието на обекта и хода на процеса и умора. Вторите включват вида на ТЕЦ (блокова или омрежена), сложността на оборудването и технологичните схеми, степента на автоматизация на съоръжението и др.

Блоковите ТЕЦ се характеризират с управлението на цялото оборудване, включено в блока, от оператора от блоковото табло за управление (BCR).

Самият обект оказва значително влияние върху организацията на управлението: неговата сложност на проектиране, технологична схема, както и статични и динамични характеристики. Енергийно оборудване - котли, турбини, генератори, помпи и др. - може да се класифицира като една от най-сложните единици. Това важи като цяло и за силовия блок, който е комплекс от изброеното оборудване, свързано с един технологичен процес.

Самите блокове също могат да бъдат разделени според степента на трудност. Например, барабанен котел на газ или нафта е по-прост от котел с няколко пещи или многокаскаден еднократен котел, който изгаря твърдо гориво.

Нивото на автоматизация на топлоелектрическите централи оказва голямо влияние върху организацията на управлението на енергийното оборудване.

Въз основа съвременни изисквания, системата за управление автоматично подготвя изчерпателни информационни данни за персонала, може да търси оптимални решения по време на пускане в експлоатация и нормална работа на силовия агрегат, да предпазва оборудването от повреди и да предотвратява аварии. Това ниво изисква широко въвеждане на изчислителни съоръжения.

Организацията на управлението на ТЕЦ е тясно свързана с възприетата система за управление на енергийното оборудване на блоковете, която представлява комплекс от технически средства за управление, събиране, обработка и представяне на информация, свързана със съоръжението и помежду си по такъв начин, че с с тяхна помощ персоналът може да управлява оборудването във всички режими на неговата работа.

В съвременните ТЕЦ системата за управление е автоматизирана и като правило има две нива: първото е автоматизирана система за управление на процеса (АСУТП), която осигурява управление на отделни блокове, групи от блокове или захранващ блок. Второто ниво е автоматизирана система за управление на топлоелектрическата централа като цяло (ACS TPP), която позволява на персонала най-ефективно и ефикасно да управлява не само електроцентралата, но и икономическите дейности на ТЕЦ.

Системата за управление на енергийното оборудване на блока е показана на фиг. 4.15. Тя включва следните подсистеми: информация; аларми; дистанционно и автоматично управление; автоматично регулиране; технологична защита и блокиране.

Информационната подсистема осигурява непрекъснато събиране, обработка и представяне на информация за работата и състоянието на оборудването и хода на технологичния процес, получаване на помощна информация, необходима за изследване на ситуацията, както и за съставяне на технически доклади и изчисляване на техническите и икономически показатели на ТЕЦ.

Алармената подсистема включва устройства, които предоставят оперативна информация за нарушения в режима на процеса или работата на блокове, използващи светлина или звукови сигнали. Алармата има следните основни функции: да привлече вниманието на персонала към нарушение на режимите на работа на съоръжението или към аварийна ситуация; осигуряват разбиране на причината за случващото се и допринасят за изключване на грешни действия, вземайки правилното решение за действия в настоящите условия.

В ТЕЦ-овете сигнализацията се използва за две цели: технологична и аварийна.

Технологичната аларма се използва за предупреждение на персонала за отклонение на работните параметри от установените граници и нарушение на режима на процеса; това включва и сигнализирането за действието на защитите.

Аварийната сигнализация дава на персонала представа за състоянието на механизмите (работещи, неработещи, аварийно спиране, включване на резерва и др.).

Подсистемите за дистанционно и автоматично управление извършват дискретен ефект върху електрифицираните задвижвания на механизми и спирателни и управляващи вентили, разположени на различни места на захранващия блок, дистанционно от станцията за управление или автоматично според определени логически програми. В съвременните ТЕЦ дистанционното управление е достигнало висока степен на централизация: около 80% от задвижванията на клапаните и 90% от спомагателното оборудване се управляват от блокови или групови табла. Дистанционното управление може да бъде индивидуално или групово.

Груповото управление осигурява подаване на команда или едновременно на няколко задвижвания (например няколко клапана на паралелни пътища пара-вода на котела), или на едно задвижване на група функционално свързани механизми с по-нататъшно развитие на командата според конкретна програма.

По-нататъшно развитие на груповото управление са йерархичните системи за управление на функционални групи.

Подсистемата за автоматично управление е една от най-важните части на системата за управление, тъй като формира основата на автоматизацията производствени процесии е най-високото ниво. Автоматичното управление повишава ефективността на инсталацията, повишава надеждността на нейната работа и повишава производителността на персонала. В схемите за автоматично управление на енергийните съоръжения могат да се разграничат четири основни групи регулатори.

Първата група включва особено отговорни регулатори, които гарантират надеждността на агрегатите. Функциите на такива контролери не могат да бъдат заменени от ръчното действие на оператора и тяхната повреда обикновено води до спиране на агрегата (например регулатора на скоростта на турбината).

Втората група включва контролери на режима, които осигуряват провеждането на процеса (например контролери на горенето, регулатори на температурата на пара). Изключването им обикновено не води до спиране на уреда, тъй като регулирането, макар и по-малко икономично, може да се извърши ръчно.

Третата група включва пускови контролери, които осигуряват поддържане на необходимите параметри по време на пускане на агрегата. Тези регулатори не участват в нормална работа.

И накрая, четвъртата група се състои от локални регулатори, които осигуряват регулиране на спомагателните процеси, например нивото на водата в деаератори, нагреватели и др.

Общата задача на автоматичното управление е да поддържа оптимални условияпротичане на всеки технологичен процес без човешка намеса. В ТЕЦ тези условия включват съответствието между електрическото натоварване на турбогенератора и производителността на парогенератора (в блокови инсталации), поддържане на налягането и температурата на парата в определените граници; икономично изгаряне на гориво; съпоставяне на производителността на захранващата инсталация с натоварването на парогенераторите, както и поддържане на стабилни стойности на параметрите на редица спомагателни процеси.

Подсистемата за технологична защита и блокиране се използва широко за защита на оборудването от повреди и предотвратяване на аварии. На електрическо оборудване (електрически двигатели, генератори, трансформатори) се използват претоварване, пренапрежение, ток, мълния и други видове защита. Защитата на термичното механично оборудване започна да се развива във връзка с масовото пускане в експлоатация на големи силови агрегати. Броят на защитите и сложността на тяхното изграждане до голяма степен зависят от конструктивните характеристики и надеждността на основното оборудване. За правилната работа на оборудването на ТЕЦ голямо значениеима навременни и точно определениеосновните причини за функционирането на защитата. За това се използват светлинни и звукови аларми и системи за определяне на основната причина за действие на защитата.

Структурата на организацията на управление в ТЕЦ от блоков тип е показана на фиг. 4.16. Включва:

• централният контролен панел на ТЕЦ (TSCHU), където се намира дежурният инженер на централата (DIS);
• блокови контролни табла (MSC) - местоположение на блокови оператори (Op), свързани с дежурния инженер на станцията;
• локални контролни табла (LSC) за общостанционни устройства, захранване с гориво и химическо третиране на водата, с постоянен придружител и изпомпване на мазут, компресор и електролиза, обслужвани от линейни (Об).

Централният контролен панел се използва за управление на елементите на комуникация с енергийната система и от него се извършват следното:

• управление на линейни и шинни разединители на всички КРУ и автотрансформатори за комуникация между КРУ (РУ) и тяхното управление;
• ръчна синхронизация на шинни устройства и ключове на автотрансформатори за комуникация между високоволтови разпределителни устройства;
• контрол резервни източницизахранване на спомагателни нужди 6 kV и електродвигатели на резервни възбудители и контрол върху тях;
• управление на централната брегова помпена станция.

Малко количество информация за работата на блоковете е съсредоточено в централната контролна зала, сигнализираща за повреда на оборудването на обществени устройства, които нямат постоянен персонал, сигнализиращо състоянието на всички елементи, управлявани от централния контролен панел, както и като сигнализиране на позицията на комутационни устройства.

За електроцентрали с голям капацитет (2400 MW и повече) това количество информация за работата на блоковете, идващи в централната контролна зала, където се намира DIS, вече не е достатъчно. Необходима е по-подробна информация за работата на блоковете, състоянието на оборудването, както и познаване на редица технически и икономически показатели, необходими за идентифициране на ефективността на ТЕЦ. За тази цел централната контролна зала трябва да бъде оборудвана с обществен информационен и изчислителен център за събиране и обработка на данните, необходими за анализиране на работата на ТЕЦ и предаването им на по-висша енергийна асоциация. Информацията в такава точка може да идва както от блокови информационни изчислителни устройства, така и директно от стандартни измервателни комплекти на блока.

Контролната зала се използва за дистанционно наблюдение и управление на блока. От тази платка се управлява инсталацията нормален режима при аварийни ситуации пускане в експлоатация и планово спиране на блока или отделните му блокове.

За да се получат оптимални решения, част от средствата за управление и управление, свързани с отделните блокове, се намират на локални контролни табла (LCD) - при блоковете. Такива щитове са монтирани например за горелките на парогенератора, регенеративната система и са свързани с контролната зала с алармена система. Локалните контролни табла за общи инсталации на централата се използват за пускане и спиране на агрегати, бързо превключване на електрифицирани спирателни кранове, както и за наблюдение на работата на оборудването и сигнализиране за нарушения в неговата работа.

При организацията на управление в ТЕЦ, която осигурява ясно взаимодействие на оперативен персонал от всички рангове, широко се използват съвременни средства за комуникация и сигнализация. Следните видове оперативна комуникация се използват за прехвърляне на DIS команди и MCR оператори към оперативния персонал: двупосочна комуникация между DIS и подчинения оперативен персонал; двупосочна комуникация на операторите на контролната зала с подчинен персонал (проходки на оборудването); комуникация в цялата станция и блокова команда и търсене.

Оперативната двупосочна комуникация може да се комбинира - телефон и високоговорител. Тези видове оперативни комуникации могат да бъдат допълнени от промишлени многоканални телевизионни инсталации. Дежурният инженер на станцията освен това има способността да провежда кръгова комуникация и да свързва магнетофон.

Почистване на димните газове, отстраняване на пепел

Системата за пречистване на димните газове съществува поради факта, че продуктите от горенето съдържат токсични компоненти, вредни за околната среда: летяща пепел, серни оксиди (SO2 и SO3) и азотни оксиди (NO и NO2). За отстраняването им с изходящ газ-въздух се използват спомагателни устройства (вентилатори, димоуловители), които подават въздух за горене към пещта на котелната инсталация и отстраняват продуктите от горенето.

Сцеплението може да бъде естествено и изкуствено. Естествената тяга се осъществява с помощта на комин поради разликата в плътността атмосферен въздухи горещи газове в комина.

При инсталации с високо аеродинамично съпротивление на газовия път, когато коминне осигурява естествена тяга, използва се изкуствена тяга чрез инсталиране на димоотводи. Вакуумът, създаден от изпускателя на дим, се определя от аеродинамичното съпротивление на газовия път и необходимостта от поддържане на вакуум в пещта, равен на 20–30 Pa. В котелни инсталации на малки CPP вакуумът, създаван от димоотвод, е 1–2 kPa, а в мощните е 2,5–3 kPa.

За подаване на въздух към пещта и преодоляване аеродинамично съпротивлениевентилаторите на въздушния път (въздуховоди, въздушен нагревател, горивен слой или горелки) са монтирани пред въздушния нагревател.

При експлоатация на електроцентрала на твърдо гориво е задължително използването на пепелоуловители, които по принцип на действие се делят на механични (сухи и мокри) и електростатични. Механичните колектори за суха пепел от циклонен тип отделят частиците от газа поради центробежни сили по време на въртеливото движение на потока. Степента на улавяне на пепелта в тях е 75–80% с хидравлично съпротивление 0,5–0,7 kPa. Механичните колектори за мокра пепел са вертикални циклони с воден филм, стичащ се по стените. Степента на улавяне на пепел в тях е по-висока и надхвърля 80–90%. Електростатичните утаители осигуряват висока степен на пречистване на газа (95–99%) с хидравлично съпротивление 150–200 Pa без понижаване на температурата и овлажняване на димните газове.

За отстраняване на шлака и пепел извън индустриалната площадка на електроцентралите за прахообразни въглища има система за отстраняване на пепел и шлака. В CPP се използват три основни метода за отстраняване на пепелта: механичен (с помощта на винтови или лентови транспортьори), пневматичен (под налягане на въздуха в затворени тръби или канали) и хидравличен (промиване с вода в отворени или затворени канали). Най-разпространеният е хидравличният метод.

Депата за пепел се използват за съхранение на отстранените шлака и пепел. Капацитетът на пепелището е проектиран да го запълни за 15-20 години. Пепелища са разположени в дерета, низини и са защитени с насип (язовир). При защита на сместа от пепел и шлака, подадена в пепелника, частици шлака и пепел изпадат, а избистрената вода се стича надолу към приемните кладенци, откъдето се подава в котелното помещение за повторна употребаили почистени и изхвърлени в близък водоем. За да се избегне запрашенето, запълнената площ на депа за пепел се покрива с пръст и върху нея се засява трева.

Сега, във връзка с нарастващата загриженост в света относно вредните емисии от работата на ТЕЦ, работещи с въглища, се полагат всички усилия за повишаване на тяхната ефективност и подобряване на екологичните характеристики на тяхната работа.

В края на XX - началото на XXI век. в света са пуснати в експлоатация блокове на ТЕЦ с подобрени екологични характеристики, ефективност. което е в рамките на 42-49% поради използването на най-новите високотемпературни технологии за производство на електроенергия (Таблица 4.1).

Таблица 4.1 Примери за приложение напреднали технологиипроизводство на електроенергия в Европа, САЩ, Япония и Китай

		Номинална единица мощност, MW	Налягане на парата, MPa	работна температура на парата,	Температура на пара на паропрегревателя RH1, °C	Температура на пара на прегревателя RH2,	Номинална ефективност, %
Холандия
Финландия
Германия
Германия

Както се вижда от Таблица 4.1, силовите агрегати с единично свръхкритично и свръхкритично парно подгряване успешно работят в Германия, Дания, Холандия, както и в страните от Югоизточна Азия.

Една от най-екологичните и продуктивни въглищни електроцентрали в света в началото на 21-ви век е топлоелектрическата централа Hemweg в Холандия, чийто енергоблок Hemweg 8 достигна пълния си проектен капацитет от 630 MW през май. 1994 г.

Една от основните му характеристики е използването на котела в режим на свръхкритично налягане за постигане на висока топлинна ефективност. (42%) и в резултат на това наличието на ниски емисии на CO2. За да се осигури оптимална работа на електроцентралата,

в допълнение на прогресивни технологииприлага се контрол на работата и емисиите сложни системиуправление и експлоатация, а именно: съвременна система за управление за оптимизиране на работата на силовия блок; съвременни методи за контрол и поддръжка за осигуряване на висока ефективност и работа на силовия агрегат; обработка на твърди остатъци за използване като строителен материал при строителството на сгради и пътища; пречистване на течни отпадъчни води, за да се сведе до минимум рискът от замърсяване на почвата или водата.

От август 2002 г. в ТЕЦ Niederaussem (Германия) работи енергоблок „К” с мощност 1000 MW s, параметри на жива пара 27,4 MPa, 580 ° C. важна характеристикакоето е използването на кафяви въглища с висока влажност с калоричност 1890–2510 kcal/kg.

В Дания успешно работят енергоблокове Skaerbaek 3 и Nordjyland 3 с мощност 411 MW с двойно подгряване на пара, благодарение на което беше възможно да се повиши ефективността на тези блокове. до 49 и 47%.

Експлоатация на електроцентрали с най-новите технологиипоказа, че е възможно да се постигнат високи нива на чисто изгаряне на въглища, което позволява да се намалят (до нула) емисиите на CO2 и други вредни вещества в околната среда, висока производителност на цикъла и отлична производителност на топлоелектрическите централи.

Една от най-модерните топлоелектрически централи в света, използващи кафяви въглища, в момента се изгражда в град Гревенбройх/Нойрат (Германия). Двата блока на новата ТЕЦ, които се създават, ще имат мощност от 1100 MW всеки и доста висока ефективност за електроцентрали, работещи на въглища. – 43%.

Годишно емисиите на 6 милиона тона въглероден диоксид (СО2) ще бъдат „спестени“, а емисиите на серен диоксид, азотен оксид и прах ще бъдат намалени с една трета. Това ниво на ефективност ще бъде постигнато чрез използването на нови конструктивни материали, електростатични филтри и пълна автоматизация на електроцентралата, чиято работа ще се управлява от централна контролна зала. Предполага се, че електроцентралата ще бъде свързана към мрежата през 2014 г.

В момента енергийните инженери на обединена Европа продължават да работят по създаването на усъвършенстван енергоблок с температура на жива пара 700 ° C и котел на прахообразни въглища за този блок (проектът се нарича AD 700 PF). Тази работа събра всички водещи производители на енергийни машини, както и най-големите енергийни компании, изследователски и проектантски организации в Западна Европа. Компании като Alstom, Mitsui Babcock, Ansaldo, Enel, Deutsche Babcock, KEMA, EDF, както и известни металургични компании British Steel, Sandvik Steel, "Special Metals" и др. Взет е опитът на водещи енергийни компании под внимание, която в края на 90-те години на ХХ век произвежда няколко мощни въглищни енергийни агрегата с ефективност. в диапазона от 42-45%.

Докато работят по проекта AD 700 PF, разработчиците на Alstom подготвят материали за създаването на демонстрационен блок с мощност 400 MW с кулен котел със следните параметри:

• пара високо налягане: 991 t/h, 35,8 MPa, 702°C;
• пара за повторно нагряване: 782 t/h, 7,1 MPa, 720°C;
• температура на захранващата вода 330°C. По предварителни оценки ефективността razra
• Енергиен блок на прахообразни въглища по проекта AD 700 PF ще бъде 53–54%, което ще позволи да се спести голямо количество гориво и значително да се намалят емисиите на токсични замърсители (NOx, SOx), както и
• парникови газове (CO2).

1. Основната верига трябва да бъде разработена въз основа на възможността за изходна мощност без ограничения в нормален, ремонтен и авариен режим, въз основа на допустимите токове на късо съединение, поддържайки статична и динамична стабилност.

2. При ЦЕЦ с блокове с мощност 300 MW или повече, повреда или повреда на всеки прекъсвач, различен от SHCB и CB в главната верига, не трябва да води до изключване на повече от един блок. В случай на повреда на SHV или SL се допуска загуба на не повече от два блока и две линии, ако се поддържа стабилността на енергийната система.

3. Прекъсването на електропреносната линия на междусистемната комуникация трябва да се извършва с не повече от два превключвателя, а блоковете AT и TSN - с не повече от три.

4. Ремонтът на прекъсвача трябва да е възможен без прекъсване на връзката.

5. Веригите на разпределителното устройство с високо напрежение трябва да предвиждат възможност за разделяне на станцията на две независими части с цел ограничаване на токове на късо съединение. разделението трябва да бъде стационарно или автоматично (ASM).

6. При захранване от едно разпределително устройство два пускови резервни трансформатора с.н. трябва да се изключи възможността за загуба на двата трансформатора в случай на повреда или повреда на който и да е прекъсвач.

а) Блокови схеми на ИЕС и АЕЦ

1. Превключвателите на напрежението на генератора, като правило, отсъстват (моноблок)

Изисквания:

1. Изходната мощност и комуникацията със енергийната система трябва да се осъществяват при най-малко две нива на високо напрежение, които се различават по правило с една стъпка 110/330; 220/500; 330/750; 500/1150.

2. Мощността на ГРЕС и единичната мощност на най-големия блок не трябва да надвишават 10% от инсталиран капацитетенергийни системи за предотвратяване на системна авария в случай на авария в държавната окръжна електроцентрала.

3. При по-ниско напрежение да се осигури захранване на местни и близки консуматори (до 25 - 30% от общата мощност).

4. В ГРЕС трябва да бъде осигурена автотрансформаторна връзка между две напрежения на комуникация с електроенергийната система, като броят на АТ е най-малко два в 3-фазен вариант или един с еднофазен вариант, но с резервна фаза. .

5. Да се ​​разработи високонадеждна схема за захранване на SN, която да предвижда превключване на централата от нулата от електроенергийната система или неблокови ТЕЦ или водноелектрически централи.

Схема на IES (6 x 800) MW

Генераторни вериги и силови трансформатори

при ТЕЦ на блокове от ел. Изкуство. ГРЕС

кондензационна електроцентрала(CES), термична парна турбинна електроцентрала, чиято цел е производството на електрическа енергия кондензационни турбини. В CPP се използва органично гориво: твърдо гориво, предимно въглища от различни марки в прахообразно състояние, газ, мазут и др. Топлината, която се отделя при изгарянето на горивото, се предава в котелния блок (парогенератор) към работния флуид, обикновено вода пара. Атомните електроцентрали се наричат атомна електроцентрала (АЕЦ) или кондензираща АЕЦ (AKES). Топлинната енергия на водната пара се преобразува в механична енергия в кондензационната турбина, а последната се преобразува в електрическа енергия в електрически генератор. Използваната в турбината пара се кондензира, парният кондензат се изпомпва първо от кондензата и след това от захранващите помпи в парния котел (котелен агрегат, парогенератор). Така се създава затворен пароводен път: парен котел с паропрегревател - паропроводи от котела до турбината - турбина - кондензатор - кондензат и захранващи помпи - тръбопроводи за захранваща вода - парен котел. Схемата на пътя пара-вода е основната технологична схема на парна турбинна електроцентрала и се нарича топлинна схема на IES.

За кондензиране на отработената пара, голямо количество охлаждаща вода с температура 10-20 °C(около 10 m 3 / секза турбини с капацитет 300 MW). CPP са основният източник на електроенергия в СССР и повечето индустриални страни по света; IES в СССР представлява 2/3 от общия капацитет на всички топлоелектрически централи в страната. IES, работещи в енергийни системи съветски съюз, наричан още ГРЕС .

Първите IES, оборудвани с парни машини, се появяват през 80-те години на миналия век. 19 век В началото на 20 век IES започна да оборудва парни турбини. През 1913 г. в Русия капацитетът на всички CPP е 1,1 Gwt.Строителството на големи IES (GRES) започна в съответствие с плана GOELRO ; Каширска ГРЕС и Шатурска електроцентрала тях. В. И. Ленин са първородните на електрификацията на СССР. През 1972 г. капацитетът на IES в СССР вече е 95 Gwt.Увеличението на електроенергията в IES на СССР възлиза на около 8 gwtна година. Увеличава се и единичната мощност на IES и инсталираните на тях блокове. До 1973 г. капацитетът на най-големите IES достига 2,4-2,5 Gwt. CPPs с капацитет 4-5 gwt(виж таблицата). През 1967-68 г. първите парни турбини с капацитет 500 и 800 MWСъздаден (1973 г.) едновалови турбинни агрегати с капацитет 1200 MWВ чужбина най-големите турбинни агрегати (двувалови) с капацитет 1300 MWинсталиран (1972-73) в електроцентралата Cumberland (САЩ).

Основните технически и икономически изисквания за IES са висока надеждност, маневреност и ефективност. Изискване висока надеждности маневреността се дължи на факта, че електроенергията, произведена от IES, се консумира незабавно, т.е. IES трябва да произвежда толкова електроенергия, колкото е необходима на нейните потребители в момента.

Разходната ефективност на изграждането и експлоатацията на IES се определя от специфични капиталови инвестиции (110-150 рубли на инсталиран kW), цена на електроенергията (0,2-0,7 коп/квт× з), обобщаващ показател - конкретни прогнозни разходи (0,5-1,0 коп/квт× з). Тези показатели зависят от капацитета на IES и неговите блокове, вида и цената на горивото, режимите на работа и ефективността на процеса на преобразуване на енергия, както и местоположението на електроцентралата. Разходите за гориво обикновено представляват повече от половината от цената на произведената електроенергия. Следователно IES се подчинява по-специално на изискванията за висока топлинна ефективност, тоест малка единични разходитоплина и гориво висока ефективност.

Преобразуването на енергия в CPP се извършва въз основа на термодинамичния цикъл на Rankine, при който топлината се подава на вода и водна пара в котела и топлината се отстранява чрез охлаждане на вода в кондензатора на турбината при постоянно налягане и работата на пара в турбината и повишаването на налягането на водата в помпите се случват при постоянно налягане. ентропия.

Общата ефективност на съвременен IES е 35-42% и се определя от ефективността на подобрения термодинамичен цикъл на Ранкин (0,5-0,55), вътрешната относителна ефективност на турбината (0,8-0,9), механичната ефективност на турбината ( 0,98-0,99), ефективност на електрически генератор (0,98-0,99), ефективност на тръбопроводи за пара и вода (0,97-0,99), ефективност на котелен агрегат (0,9-0,94).

Повишаването на ефективността на CPP се постига главно чрез повишаване на първоначалните параметри (начално налягане и температура) на водната пара, подобряване на термодинамичния цикъл, а именно използването на междинно прегряване на пара и регенеративно нагряване на кондензат и захранваща вода с пара от турбинни екстракции. При CPP, по технически и икономически причини, първоначалното налягане на парата е подкритично 13-14, 16-17 или свръхкритично 24- 25 MN/m 2 ,начална температура на прясна пара, както и след междинно прегряване 540-570 °C. В СССР и в чужбина са създадени пилотни заводи с начални параметри на парата 30-35 MN/m 2на 600-650 °C. Междинното прегряване на пара обикновено се използва в един етап, при някои чуждестранни CPP със свръхкритично налягане - на два етапа. Брой на регенеративните пароизвличания 7-9, крайна температура на загряване на захранващата вода 260-300 °C. Крайно налягане на отработената пара в кондензатора на турбината 0,003-0,005 MN/m 2 .

Част от произведената електроенергия се консумира от спомагателното оборудване на ИЕС (помпи, вентилатори, въглищни мелници и др.). Консумацията на електрическа енергия за собствени нужди на ПУР с прахообразни въглища е до 7%, газ-нафта - до 5%. Това означава, че част - около половината от енергията за собствени нужди се изразходва за задвижване на захранващите помпи. При големи CPP се използва задвижване на парна турбина; в същото време се намалява потреблението на електроенергия за собствени нужди. Прави се разлика между брутна ефективност на IES (без отчитане на разходите за собствени нужди) и нетна ефективност на IES (с отчитане на разходите за собствени нужди). Енергийните показатели, еквивалентни на ефективността, са също специфично (за единица електроенергия) консумация на топлина и референтно горивос калоричност 29,3 Mj/kg (7000 kcal/kg), равно за IES 8.8 - 10,2MJ/kW× з (2100 - 2450 kcal/kW× з) и 300-350 g/kw× з.Повишаването на ефективността, спестяването на гориво и намаляването на горивния компонент на експлоатационните разходи обикновено са придружени от увеличаване на цената на оборудването и увеличаване на капиталовите инвестиции. Изборът на оборудване на IES, параметри на пара и вода, температура на димните газове на котелни агрегати и др. се извършва въз основа на технически и икономически изчисления, които отчитат както капиталовите инвестиции, така и оперативните разходи (прогнозни разходи).

Основното оборудване на IES (котелни и турбинни агрегати) е разположено в основната сграда, котлите и пулверизиращата инсталация (при IES, изгарящи например въглища под формата на прах) - в котелното помещение, турбинните агрегати и тяхното спомагателно оборудване - в машинно електроцентрали. В IES се монтира основно един котел на турбина. Оформят се котел с турбинен агрегат и тяхното спомагателно оборудване отделна част- моноблокова електроцентрала. За турбини с капацитет 150-1200 MWизискват се котли с капацитет съответно 500-3600 м/чдвойка. Преди това в държавната окръжна електроцентрала бяха използвани два котела на турбина, тоест двойни блокове (виж фиг. Блокова ТЕЦ ). При IES без повторно нагряване на пара с турбинни агрегати с капацитет 100 MWи по-малко в СССР е използвана неблокова централизирана схема, при която парата от 113 котела се изпуска в общ паропровод и от него се разпределя между турбините. Размерите на основната сграда се определят от оборудването, поставено в нея и са на блок, в зависимост от мощността му, с дължина от 30 до 100 м,в ширина от 70 до 100 м.Височина на машинното помещение около 30 м,котелно - 50 бр ми още. Ефективността на разходите на оформлението на основната сграда се оценява приблизително от специфичния кубичен капацитет, равен на около 0,7-0,8 в електроцентралата на прахообразни въглища m 3 / kW,и на газьол - около 0,6-0,7 m 3 / kW.Част от спомагателното оборудване на котелното помещение (димоуловители, вентилатори, пепелоуловители, прахоуловители и прахоуловители на системата за прахоподготовка) се монтират извън сградата, на открито.

В топъл климат (например в Кавказ, в Централна Азия, в южната част на САЩ и др.), при липса на значителни валежи, прашни бури и т.н., в ТЕЦ, особено на газьол, се използва открито разположение на оборудването. В същото време над котлите са подредени навеси, турбинните агрегати са защитени от леки навеси; Спомагателното оборудване на турбинната инсталация е поставено в затворено кондензационно помещение. Специфичният кубичен капацитет на основната сграда на IES с отворено оформление е намален до 0,2-0,3 m 3 / kW,което намалява разходите за изграждане на IES. В помещенията на електроцентралата са монтирани мостови кранове и други подемни механизми за монтаж и ремонт енергийно оборудване.

IES се изграждат директно при водоснабдителни източници (река, езеро, море); Често близо до IES се създава езерце-резервоар. На територията на ИЕС, освен основната сграда, има съоръжения и устройства за техническо водоснабдяване и химическо пречистване на водата, горивни съоръжения, електрически трансформатори, разпределителни устройства, лаборатории и работилници, складове за материали, офис помещения за персонал, обслужващ ИЕС. . Горивото обикновено се доставя на територията на IES с влак. композиции. Пепелта и шлаката от горивната камера и колекторите за пепел се отстраняват хидравлично. На територията на ИЕС се прокарват жп линии. д. пътища и магистрали, изградете заключения електропроводи, инженерни наземни и подземни комуникации. Площта на територията, заета от съоръженията на IES е, в зависимост от мощността на електроцентралата, вида на горивото и други условия, 25-70 ха

Големите електроцентрали с прахообразни въглища в СССР се обслужват от персонал в размер на 1 човек. за всеки 3 MWкапацитет (приблизително 1000 души в IES с капацитет 3000 MW); освен това е необходим персонал за поддръжка.

Мощността, доставяна от IES, е ограничена от водните и горивните ресурси, както и от изискванията за опазване на природата: осигуряване на нормална чистота на въздуха и водните басейни. Емисията на твърди частици във въздуха с продукти от горенето на горивото в зоната на IES е ограничена от инсталирането на усъвършенствани пепелоуловители (електрофилтри с ефективност около 99%). Останалите примеси, серни и азотни оксиди, се разпръскват чрез изграждането на високи комини за отстраняване на вредните примеси в по-високите слоеве на атмосферата. Комини до 300 ми други са изградени от стоманобетон или с 3-4 метални шахти вътре в стоманобетонна обвивка или обща метална рамка.

Управлението на множество разнообразно оборудване на IES е възможно само на базата на сложна автоматизация на производствените процеси. Съвременните кондензни турбини са напълно автоматизирани. В котелния блок се автоматизира управлението на процесите на изгаряне на горивото, снабдяването на котелния агрегат с вода, поддържането на температурата на прегрятата пара и др. Извършва се комплексна автоматизация на други процеси на ИЕС, включително поддържане на определени режими на работа, пускане и спиране на блоковете и защита на оборудването при ненормални и аварийни режими. За тази цел се използват цифрови, по-рядко аналогови, управляващи електронни компютри в системата за управление на големите ЦПП в СССР и чужбина.

Най-големите кондензни електроцентрали в света

Име на електроцентралата	Година на стартиране	Електрическа енергия gwt
			завършен (дизайн)
Приднепровская (СССР)
Змиевская (СССР)
Бурщинская (СССР)
Конаковская (СССР)
Криворожская № 2 (СССР)
Новочеркаск (СССР)
Заинская (СССР)
Кармановская (СССР)
Кострома (СССР)
Запорожие (СССР)
Сърдаря (СССР)
Paradise (САЩ)
Къмбърланд (САЩ)
Ferrybridge C (UK)
Drex (Великобритания)
Льо Хавър (Франция)
Porcheville B (Франция)
Frimmeredorf-P (Германия)
Специя (Италия)

букв.: Geltman A. E., Budnyatsky D. M., Apatovsky L. E., Блокови кондензационни електроцентрали с висока мощност, M.-L., 1964; Рижкин В. Я., Топлоелектрически централи, М.-Л., 1967; Шрьодер К., Топлоелектрически централи с висока мощност, per. от немски, т. 1-3, М.-Л., 1960-64: Скроцки Б.-Г., Вопат В.-А., Техника и икономика на ТЕЦ, прев. от английски, М.-Л., 1963г.

Голяма съветска енциклопедия М.: "Съветска енциклопедия", 1969-1978

ГРЕС е държавна областна електроцентрала. Съкращението се появява в дните на СССР. Известно е, че по това време всички електроцентрали са принадлежали на държавата. А фактът, че абревиатурата е дешифрирана по такъв начин, че в нея присъства думата „район“, се обяснява с факта, че станциите са построени за покриване на електрическите натоварвания на регионите.

Как работи една електроцентрала?

Електрическата инсталация от представения тип работи както на комбиниран цикъл, така и на парен цикъл. Всичко зависи от вида на блоковете, които са инсталирани върху него.

В случай, че електроцентралата извършва работа по парния цикъл, тя трябва да има кондензационни турбини тип К. Горивото в тази опция е газ или въглища. Може да се използва и мазут, но поради високата си цена е непрактично.

Редица термични клонове в Русия работят на комбиниран цикъл. В този случай на станцията са инсталирани инсталации с комбиниран цикъл. В същото време силовите агрегати имат газова турбина, работеща за сметка на продуктите от горенето (главно природен газ). След това, според цикъла, се намира специален котел, който изпълнява функцията на агрегат за рекуперация на топлина, както и на парна турбина. Този метод на работа на станцията е най-ефективен и икономичен. Газовите турбини за станции се произвеждат както от местни, така и от чуждестранни производители.

Въпреки факта, че Декодиране на съкращение GRES - това е електроцентрала, често се използва за генериране на топлина. От своя страна топлината се използва за отопление на намиращите се в близост села.

Основните характеристики на електроцентралата

Съкращение ГРЕСприлича на съкращения като ВЕЦ и ТЕЦ. Това са всички станции, но работят различно. Електроцентралата се различава от другите инсталации по това, че нейната цел е производството на електрическа енергия чрез кондензни турбини. Преди това обектът се говореше като областна гара. Сега, когато използваме съкращението, имаме предвид кондензационна електроцентрала, които могат да имат висока мощност и да работят с други съоръжения за производство на електроенергия. Обемът на произведения продукт в този случай зависи от качеството на използваното гориво и от неговото количество. И в сравнение с водноелектрическата централа, електрическата централа е в състояние да произвежда същия обем продукти през цялата година, като остава да функционира дори при тежки студове.

Най-известните електроцентрали в Русия

И така, декодиране на GRES, надяваме се, че разбирате. Сега трябва да разберете кои обекти са от голямо значение различни области. По правило инсталации с висока мощност се монтират на места, където се извлича гориво. Освен това, колкото по-голяма е станцията, толкова на по-големи разстояния е в състояние да предава електричество.

Изграждането на станции с по-малък капацитет е насочено към използването на местни горива за тях. Те се намират предимно в близост до градовете и са насочени към крайния потребител. Обектите, работещи на висококалорично гориво, също са ориентирани към потребителите. Станциите, работещи на мазут, се намират в близост до петролни рафинерии.

Най-известните електроцентрали в Русия са:

• Сургутска ГРЕС е най-голямото съоръжение за производство на електроенергия с мощност 5597 MW. Този капацитет е достатъчен, за да осигури електричество на 5 милиона руски домове;
• Сахалинская ГРЕС е топлоелектрическа централа, разположена в Сахалинска област, близо до село Лермонтовка. Съоръжението снабдява с електричество южната и централната част на острова. Сахалин;
• ГРЕС Симферопол е съоръжение, разположено в близост до Симферопол. Осигурява електричество околностите на града;
• GRES Myski или Tom-Usinskaya - голямо държавно съоръжение на юг Западен Сибир. Общо съдържа 9 блока, чиято обща маса е 1272 MW. Заводът е част от СУЕК и е част от TGC-12. Основната му цел е да покрие натоварванията на енергийната система на Кузбас;
• Permskaya GRES е топлоелектрическа централа, разположена в Пермската територия. Намира се на 7 км. от Перм и на 5 км. от Добрянка. Съоръжението е източник на електроенергия за различни групи потребители: Верхнекамски индустриален център (занимаван с преработка и добив на дървесина, химия и нефтохимическа промишленост, минно дело, металургия), индустриалният център на Пермския край (занимаван със строителство на машини, добив на нефт и преработка, нефтохимия;
• Kostroma GRES - намира се във Волгореченск, част от Inter RAO. Мощността е 3600 MW. Третият комин на съоръжението е с височина 320 метра. Той е признат за един от най-високите в Руската федерация;
• Novocherkasskaya GRES е станция в микрорайона на град Новочеркаск. Осигурява електричество на Ростовска област, част е от PJSC OGK-2. Мощността е 2112 MW, горивото за съоръжението са въглища и природен газ, понякога се използва мазут. Представеният обект е единственият, който работи върху отпадъците, които остават след добива на въглища. Височината на 3 тръби на станцията достига 250 м всяка, една тръба е 185 метра;
• Троицкая ГРЕС - намира се в Троицк, Челябинска област. Той е част от OGK-2. Мощността е 2059 MW. Първото пускане на обекта е извършено през 1960 г. След това многократно са завършвани нови възли на инсталацията. Четвърти, пети и седми блок на станцията имат екологични филтри, предназначени да ги почистват от прах и газ. Като гориво се използва маслото. Общо обектът консумира електрическа енергия в размер на 7,1% от общото производство;
• Харанорска ГРЕС е едно от големите съоръжения. Намира се на реката Онон, в село Ясногорск, което осигурява топлина. В бъдеще може да се превърне в източник на топлина за селището Ясная;
• Kashirskaya GRES - може да се дешифрира като станцията на името на Кржижановски. Намира се в Кашира, Московска област. Издигнат е при V.I. Ленин.

Има и други електроцентрали, представихме само най-основните. Всички IES произвеждат електрическа енергия и имат подобен принцип на действие. Те са сложен комплекс от сгради, енергийно оборудване, фитинги и тръби, различни автоматични системи. Въздействието върху хидросферата, литосферата и атмосферата на такива обекти е неблагоприятно, но се предприемат мерки за повишаване на екологичността на инсталациите.