Centrale electrice în condensare

Centralele electrice în condensare (CPP) sunt centrale termice cu turbine cu abur concepute pentru a genera energie electrică.

Orez. 2.1. Schema schematică a unei centrale electrice în condensare cu combustibil solid

Combustibilul care intră în centrală este supus pretratării. Deci, cel mai des folosit la centralele termice combustibil solid(cărbunele) este mai întâi zdrobit, apoi uscat și zdrobit până la starea de pulbere pe instalații speciale de mori. Un complex de dispozitive concepute pentru descărcare, depozitare și pretratament combustibil, constituie economia de combustibil sau alimentarea cu combustibil. alimentare cu combustibil 1 și pregătirea prafului 2 formează calea de combustibil a IES (DARîn fig. 2.1.).

Praful de cărbune, împreună cu fluxul de aer creat de o pompă specială (suflante), este alimentat în cuptorul cazanului 3. Produsele de ardere a combustibilului trec prin instalații speciale de tratare 7 (colectori de cenușă), unde se eliberează cenușă și alte impurități (colectorii de cenușă nu sunt necesari atunci când sunt arse petrol și gaze), iar gazele rămase sunt transportate printr-un evacuator de fum. 6 prin horn 8 sunt eliberate în atmosferă.

Căldura obținută prin arderea combustibilului în cazan este folosită pentru a produce abur, care este supraîncălzit în supraîncălzitor 4 și prin conductă de abur 9 intră în turbina cu abur 10. În turbină, energia aburului este transformată în lucru mecanic de rotație a arborelui său, care este conectat la arborele generatorului printr-un ambreiaj special. 13, generarea de energie electrică. Aburul care a fost evacuat în turbină după extinderea acesteia de la presiunea inițială la intrarea în turbină de 13-24 MPa la presiunea finală (la ieșire) de 0,0035-0,0045 MPa intră într-un aparat special. 11 numit condensator. În condensator, aburul este transformat în apă (condens), care este pompat 12 este alimentat înapoi la cazan, iar ciclul pe calea abur-apă (Bîn fig. 2.1.) se repetă. Pentru a răci aburul din condensator, apa este preluată de pompa de circulație. 14 dintr-un rezervor 17.

Astfel de principiu general Acțiunile IES. La o astfel de centrală, pierderile de energie sunt inevitabile în procesul de conversie a energiei. Bilanțul termic prezentat în fig. 2.2., oferă o idee generală a acestor pierderi.

Orez. 2.2. Bilanțul termic al unei centrale electrice în condensare

Perfecțiunea IES (TPP) este determinată de coeficientul său de performanță (COP) al unităților stației. Eficiența instalației fără a ține cont de consumul de energie pentru nevoi proprii, de exemplu, acționarea motoarelor electrice ale unităților auxiliare, se numește randament brut și are forma

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

unde: E vyr ─ cantitatea de energie electrică generată de generator, kJ;

G ─ consum de combustibil pentru același timp, kg;

Q r ─ puterea calorică a combustibilului, kJ/kg.

Coeficientul de performanță (COP) al CPP-urilor moderne de blocuri mari nu depășește de obicei 35%.

Principalele elemente ale TPP sunt:

Fierbător cu aburi. Aceasta este o structură tehnică complexă concepută pentru a obține (genera) abur de parametri stabiliți în termeni de presiune și temperatură din apa de alimentare care intră în ea. De caracteristici de proiectare cazane cu abur subdivizată în tambur și cu flux direct.

O diagramă simplificată a unui cazan cu trecere o dată este prezentată în fig. 2.3. Circulația apei și a aburului este creată de pompe. Din punct de vedere structural, un astfel de cazan constă dintr-o serie de spire paralele de țevi de oțel, în care, prin economizor 1 este furnizată apă de alimentare. În primul rând, această apă pătrunde în partea de jos a ecranelor (țeavă se întoarce) 2. Aici se încălzește și, crescând, se evaporă, pierzând treptat proprietățile unui lichid picurător. În partea de sus a ecranelor 3 aburul este supraîncălzit inițial, după care intră în supraîncălzitor 4 iar mai departe prin conductele de abur până la turbină. În încălzitorul de aer 5, aerul este încălzit înainte de a fi introdus în cuptor (presiune a aburului peste 22 MPa).

Orez. 2.3. Diagrama simplificată a unui cazan de abur cu trecere o dată.

Turbină cu abur. O turbină cu abur este un motor termic care transformă energia potențială a aburului mai întâi în energie cinetică și apoi în lucru mecanic asupra arborelui. Conversia energiei în turbină are loc în două etape (Fig. 2.4.).

În prima etapă, aburul de la linia de abur intră în duza fixă 1 (poate fi un grup de duze paralele care formează o așa-numită matrice de duze), unde se extinde și, prin urmare, accelerează în mișcarea sa în direcția de rotație a palelor rotorului. Cu alte cuvinte, aburul care trece prin duză își pierde energia termică (scad temperatura și presiunea) și își mărește energia cinetică (viteza crește). După duze, fluxul de abur pătrunde în canalele formate de palele rotorului 2 fixat pe disc 3 și legat rigid la arborele rotativ 4. Aici are loc a doua etapă de conversie a energiei: energie kinetică debitul este transformat în lucru mecanic de rotație a rotorului turbinei (arbore cu discuri și palete).

În spațiul dintre duză și grătarele de lucru, presiunea vaporilor nu se modifică, se modifică în lamele de lucru.

Orez. 2.4. Diagrama treptei turbinei

Combinația dintre duză și aparat cu paletă se numește treaptă de turbină. Din punct de vedere structural, turbinele sunt realizate atât într-o singură treaptă, cât și în mai multe trepte (Fig. 2.5.). În acest din urmă caz, matricele de duze fixe alternează cu muncitorii.

Toate turbinele mari sunt realizate în mai multe trepte. Pe fig. 2.5. prezintă o diagramă a unei turbine active cu mai multe trepte, care include mai multe trepte dispuse în serie de-a lungul cursului aburului, așezate pe același arbore. Etapele sunt separate unele de altele prin diafragme în care sunt construite duze. În astfel de turbine, presiunea scade pe măsură ce aburul trece prin duze și rămâne constantă pe palele rotorului. Viteza absolută a aburului în etapă, numită treaptă de presiune, crește apoi - în duze,

Orez. 2.5. Schema unei turbine active cu trei trepte de presiune:

1 - duza; 2 - conducta de admisie; 3 - lama de lucru 1 trepte; 4 - duza; 5 - lama de lucru 2 trepte; 6 - duza; 7 - lama de lucru 3 trepte; 8 - țeavă de eșapament; 9 - diafragmă

apoi scade – pe lamele de lucru. Deoarece volumul de abur crește pe măsură ce se extinde, atunci dimensiuni geometrice partea de curgere de-a lungul creșterii aburului.

Generator conceput pentru a converti mișcare mecanică(rotația arborelui turbinei) în electricitate. Curentul electric poate fi constant și variabil. Dar larg

Orez. 2.6. Cea mai simplă instalație pentru generarea de curent electric alternativ

se aplică curent alternativ. Acest lucru se datorează faptului că tensiunea și puterea curentului alternativ pot fi convertite cu o pierdere mică sau deloc de energie. Curentul alternativ se obține folosind generatoare de curent alternativ folosind fenomenele de inducție electromagnetică. Pe fig. 2.6. în imagine schema circuitului instalatie pentru generarea curentului alternativ.

Principiul de funcționare al instalației este simplu. Cadrul de sârmă se rotește într-un câmp magnetic uniform cu o viteză constantă. Cu capetele sale, cadrul este fixat pe inele care se rotesc cu el. Arcurile, care joacă rolul de contacte, se potrivesc perfect pe inele. Un flux magnetic în schimbare va curge continuu prin suprafața cadrului, dar fluxul creat de electromagnet va rămâne constant. În acest sens, în cadru va apărea un EMF de inducție.

În practica industrială mondială, curentul alternativ trifazat este larg răspândit, ceea ce are multe avantaje față de curentul monofazat. Un sistem trifazat este un sistem care are trei circuite electrice cu EMF lor variabilă cu aceleași amplitudini și frecvență, dar deplasate în fază unul față de celălalt cu 120 ° sau 1/3 din perioadă.

Condensator. Eficiența funcționării unei turbine cu abur depinde în mare măsură de presiunea finală a aburului, cu o scădere în care diferența de căldură utilizată crește și randamentul instalației cu turbine crește. Putem spune că dintre cei trei parametri ai aburului care determină randamentul turbinei - presiunea inițială, temperatura inițială și presiunea finală - ultimul parametru are cel mai mare impact asupra randamentului turbinei.

Orez. 2.7. Circuitul condensatorului.

Reducerea presiunii aburului după ce acesta iese din turbină se realizează cu ajutorul unui dispozitiv numit condensator, în care se menține o presiune absolută scăzută de 0,005-0,0035 MPa.

În cel mai simplu caz, condensatorul este un corp cilindric cu un numar mare tuburi, închise la capete (Fig. 2.7.). Apa de răcire intră prin conductă 1 trecând prin tuburi 2 și încălzit, iese din condensator prin duză 3. Aburul intră prin conductă 4, umplerea spațiului inelar din interiorul corpului, vine în contact cu frigul suprafata exterioara tuburi și condens. Condensul este evacuat de o pompă specială prin conducta 5.

Temperatura apei de răcire la intrarea în condensator este de obicei de 12-20 ° C, la ieșire 30-35 ° C. Vacuum profund (0,0035-0,0045 MPa) corespunde unor astfel de temperaturi de condensare.

Pentru a menține un vid, aerul este evacuat din condensator folosind pompă de vid prin conductă 6 .

Cantitatea de apă de răcire pentru generarea a 1 kWh de energie electrică de către o turbină modernă cu condensare puternică este de la 0,12 la 0,16 m 3 , în timp ce pentru o CPP cu o capacitate instalată de 1000 MW, consumul mediu anual de apă va fi de cel puțin 20 m 3 / s. Acesta este puțin mai mic decât, de exemplu, consumul de vară al râului Regiunea Moscova. Pakhry lângă gara Leninskaya. Este ușor de observat că pentru nevoile tehnice ale unui IES de 2000-3000 MW este necesar un râu „solid”. Prin urmare, construirea de IES puternice este posibilă numai în apropierea corpurilor de apă mari.

O centrală termică este un complex de structuri și echipamente în care energia termică a combustibilului fosili furnizat stației este transformată în energie electrică transmisă sistemului energetic sau direct consumatorilor. La centralele termice, numite centrale termice combinate (CHP), pe langa energia electrica, se mai genereaza si energie termica, care este transmisa consumatorilor cu ajutorul retelei de incalzire si distribuita intre acestia.

Centralele electrice în condensare (CPP) sunt centrale termice destinate numai producerii de energie electrică. Caracteristica principală a centralelor electrice în condensare este că asigură condițiile pentru conversia cât mai completă a energiei aburului generat în cazan, extinzându-l în măsura maximă posibilă în cilindrii de lucru ai turbinei din energie mecanică rotația rotorului turbinei generatorului și apoi în energie electrică.

Pentru a asigura cea mai completă conversie a energiei aburului, evacuarea acestuia din turbină este efectuată către schimbătoare de căldură speciale, în care aburul evacuat este condensat și minim pentru anumite

temperatură condiţii presiune (vid). Astfel de schimbătoare de căldură sunt numite condensatoare (vezi subsecțiunea 3.2). Căldura latentă de vaporizare eliberată în timpul condensului este evacuată printr-un circuit de circulație extern în mediu (corp de apă sau atmosferă) și se pierde iremediabil. Ponderea acestei călduri în soldul total al centralei cu abur ajunge la 60–65%, ceea ce duce la o eficiență termică relativ scăzută a centralelor în condensare, care în general nu depășește 40%.

Pentru a îmbunătăți eficiența termică se străduiesc să maximizeze temperatura și presiunea aburului la intrarea în turbină, să aplice supraîncălzirea secundară a aburului și, de asemenea, să reducă ponderea căldurii pierdute în condensator prin utilizarea căldurii latente de vaporizare a părții nefinisate a aburului preluat din turbina din încălzitoarele de apă de alimentare ale sistemului de regenerare.

Temperatura și presiunea maximă a aburului la CES sunt limitate de rezistența la căldură și rezistența la căldură a oțelurilor utilizate în construcția supraîncălzitoarelor de cazane, conductelor de abur și elementelor căii de curgere a turbinei. Centralele termice moderne și puternice funcționează la o presiune a aburului la intrarea turbinei de până la 26 MPa și la o temperatură a aburului de aproximativ 540–568°C.

O centrală electrică în condensație modernă este un complex tehnologic complex de clădiri, structuri și unități cu o diagramă bloc a instalării echipamentelor, în care blocul „cazan - turbină - generator” este o unitate de producție pornită independent și reglată independent. Ca exemplu, luați în considerare funcționarea unei centrale electrice pe cărbune (Fig. 4.1).

Combustibilul (cărbunele) furnizat TPP este descărcat din vagoane prin dispozitive de descărcare și alimentat prin camera de concasare prin transportoare către buncărul de combustibil brut sau către depozitul de combustibil de rezervă.

Cărbunele este măcinat în mori. Praful de cărbune, care trece prin separator și ciclon, din buncărele de praf, împreună cu aerul cald furnizat de ventilatorul morii, intră în cuptorul cazanului. Produșii de ardere la temperatură înaltă formați în cuptor, atunci când se deplasează prin conductele de gaz, încălzesc apa din schimbătoarele de căldură (suprafețele de încălzire) ale cazanului până la starea de abur supraîncălzit. Aburul, extinzându-se în treptele turbinei, pune în rotație rotorul acestuia și rotorul generatorului electric conectat la acesta, în care este excitat un curent electric. Electricitatea generată cu ajutorul transformatoarelor superioare este convertită în curent de înaltă tensiune, transferată într-un tablou deschis (OSG) și apoi în sistemul de alimentare.

Pentru a furniza energie electrică motoarelor electrice, dispozitivelor de iluminat și dispozitivelor centralei electrice, se utilizează un aparat de comutație de nevoi proprii.

Aburul evacuat de la turbină intră în condensator. Condensul format acolo este alimentat de pompe de condens prin încălzitoare regenerative presiune scăzutăîn dezaerator. Aici, la o temperatură apropiată de temperatura de saturație, gazele dizolvate în apă care provoacă coroziunea echipamentului sunt îndepărtate, iar apa este încălzită la temperatura de saturație. Pierderile de condens (scurgeri prin scurgeri în conductele stației sau în liniile consumatorilor) sunt completate cu apă purificată chimic (desalinizat) în instalații speciale, care se adaugă la dezaerator.

Apa de alimentare dezaerată și încălzită este alimentată de pompele de alimentare către preîncălzitoarele regenerative de înaltă presiune și apoi către economizorul cazanului. Ciclul de transformare a corpului de lucru se repetă.

Dispozitive pentru prelucrare chimică apa de completare se afla in atelierul chimic.

Apa de răcire de la sursa de alimentare cu apă de serviciu este furnizată condensatorului prin pompe de circulație situate în stația de pompare. Apa de răcire încălzită (în circulație) este evacuată în sistemul de răcire sau într-un rezervor natural la o anumită distanță de punctul de admisie, suficientă pentru a se asigura că apa încălzită nu se amestecă cu admisia. Schemele pot include o centrală de încălzire în rețea mică pentru încălzirea centralei electrice și a satului adiacent. Aburul este furnizat încălzitoarelor de rețea ale unei astfel de instalații de la extracțiile turbinei.

Gazele generate în timpul arderii combustibilului în cazan trec secvenţial prin camera de ardere, suprafeţele supraîncălzitorului şi economizorul de apă, unde degajă căldură fluidului de lucru, iar în încălzitorul de aer aerul furnizat aburului. cazan. Apoi, în colectoarele de cenușă (filtre electrice), gazele sunt curățate de cenușă zburătoare și sunt emise în atmosferă prin coș de fum de către extractoare de fum.

Zgura și cenușa de sub camera de ardere, încălzitorul de aer și colectoarele de cenușă sunt spălate cu apă și alimentate prin canale către pompele de ambalare, care le pompează la haldele de cenușă.

Aerul necesar arderii este furnizat încălzitoarelor de aer ale cazanului de abur printr-un ventilator. Admisia aerului se realizează din partea superioară a cazanului sau din exterior.

Controlul și gestionarea funcționării stației termice se realizează din panoul de control.

Pe fig. 4.2, a și 4.2, b sunt diagrame termice tipice ale instalațiilor de condensare cu turbine cu abur care funcționează pe combustibili fosili. Pe fig. 4.2, a arată cea mai simplă versiune a schemei termice a unui CES de putere redusă, când căldura este furnizată în ciclu numai atunci când este generat abur și încălzit la o temperatură de supraîncălzire selectată. Schema termică din fig. 4.2, b este tipic pentru centralele puternice de bloc, în care, împreună cu transferul de căldură la abur viu, căldura este furnizată aburului după ce acesta s-a prelucrat în cilindrul de înaltă presiune al turbinei.

Prima schemă se numește schemă fără reîncălzire, a doua - cu reîncălzire a aburului. Eficiența termică a celei de-a doua scheme este mai mare pentru aceiași parametri inițiali și finali de abur. Cu toate acestea, fezabilitatea utilizării supraîncălzirii intermediare în instalații de diferite capacități ar trebui determinată printr-un calcul tehnic și economic, deoarece aceasta este asociată cu o creștere a consumului de metal și a costului echipamentului. În practica mondială, există scheme cu reîncălzire dublă a aburului.

În prezent, în funcțiune pe teritoriul Ucrainei sunt în principal unități cu o capacitate de 200 MW, care funcționează la parametri inițiali de abur de 12,7 MPa, 540°C și unități cu o capacitate de 300 și 800 MW cu parametrii de 23,5 MPa, 545° C.

La unitatile cu o capacitate de 200 MW se folosesc pompe de alimentare cu actionare electrica, iar la cele mai puternice, incepand de la 300 MW, se folosesc turbopompe de alimentare (ca backup se folosesc electropompe de alimentare). Unitățile cu turbină K-300-240 sunt echipate cu o pompă de alimentare cu o turbină de antrenare cu contrapresiune, iar unitatea cu turbină K-800-240 are două turbine de antrenare cu condensatoare proprii. Puterea antrenării electrice a unităților cu turbine K-200-130 este de aproximativ 2% din puterea unității. Puterea unității de antrenare a turbinei cu turbina K-300-240 este de 9,0 MW, iar două turbine de antrenare instalate pe unitate cu o capacitate de 800 MW dezvoltă o putere de aproximativ 27 MW la sarcina nominală a unității.

Dispunerea clădirii principale a centralei electrice

Unitățile principale IES și echipamentele auxiliare aferente sunt situate în clădirea principală (cladirea principală). Setul de soluții tehnice pentru amplasarea echipamentelor și implementarea părții de construcție sunt combinate de conceptul de aspect al clădirii principale. Sunt utilizate diverse amenajări ale clădirii principale, având structura de ansamblu spații în conformitate cu schema tehnologică de producere a energiei și echipamentele utilizate. De exemplu, echipamentele primelor centrale electrice construite la New York în sfârşitul XIX-lea secolului, era situat pe mai multe etaje (Fig. 4.3).

La IES, sediul principal al clădirii principale sunt secțiile de cazan și turbine, cele suplimentare sunt secțiile de dezaerator și buncăr. La CPP-urile moderne, toate aceste camere sunt situate paralele între ele (vezi Fig. 4.1). Amplasarea cazanelor cu abur și a turbinelor și distanțele dintre ele sunt alese astfel încât lungimea turbinei și a camerelor cazanelor să fie aceeași.

Compartimentele buncărului și deaeratorului sunt de obicei situate între camerele cazanului și turbinelor. Ele nu sunt furnizate în toate tipurile de amenajări ale clădirii principale. Fără compartiment buncăr, se construiesc principalele clădiri ale CPS, care funcționează pe gaz și păcură, precum și pe combustibil solid la prepararea prafului la centrala de praf. Există configurații ale blocurilor IES fără un compartiment de dezaerator. În amenajările moderne ale clădirii principale, compartimentele buncărului și dezaeratorului sunt combinate.

Dispunerea clădirii principale poate fi închisă dacă toate echipamentele principale sunt amplasate în incintă; semideschis, dacă cazanele cu abur sunt instalate în aer liber, și deschise, dacă nu există bariere de perete deasupra turbinelor.

În clădirile principale ale CPP-urilor moderne, spațiile principale și auxiliare sunt strâns adiacente între ele, fără goluri de construcție, ceea ce face posibilă reducerea volumului clădirii și a suprafeței pe care o ocupă, precum și reducerea lungimii aburului și conducte de apă între compartimentul cazanului și turbinei.

Dispunerea camerei cazanelor este determinată de tipul de cazane instalate și de tipul de combustibil utilizat. Toate cazanele moderne sunt realizate cu o evacuare inferioară a gazelor arse. Cu acest design de cazane, este avantajos să le așezi cu fața spre sala turbinelor și să instalezi aspiratoare de fum, ventilatoare și coșuri la zero.

La CPP-urile moderne, o parte a echipamentului cazanelor este amplasată în aer liber. Aspiratoarele de fum și ventilatoarele sunt instalate în mod deschis la toate centralele electrice cu ulei, indiferent de condițiile climatice. La arderea combustibililor solizi, este permisă instalarea deschisă a mașinilor de tiraj, a încălzitoarelor de aer tubulare și regenerative în zonele cu cea mai scăzută temperatură a aerului exterior de proiectare de cel puțin -28 ° С. Colectatoarele umede de cenusa sunt instalate deschis la o temperatura nu mai mica de -15°C. Dacă temperatura calculată este sub valorile specificate, atunci aspiratoarele de fum, ventilatoarele și colectoarele de cenușă sunt amplasate într-o clădire separată, construită lângă camera cazanelor.

Coșurile de fum sunt construite la o distanță de 20-40 m de peretele exterior al cazanelor. Având în vedere costul ridicat al țevilor, numărul acestora este considerat minim: o țeavă pentru 2-4 cazane de abur.

În ingineria modernă a energiei termice, se utilizează în principal metoda camerei de ardere a combustibilului pulverizat și sisteme individuale pentru prepararea prafului de cărbune. Echipamentul unui sistem individual de pulverizare este amplasat în aceeași celulă cu centrala. Morile sunt instalate la marcajul zero: mori cu ciocan și viteză medie - din față și lateralele cazanului și mori cu tambur cu bile - cel mai adesea în compartimentul buncăr (buncăr-dezaerator). Locul pentru ele este ales ținând cont de lungimea minimă a conductelor de praf și de ușurința întreținerii. Separatoare și cicloane sunt instalate la nivelurile superioare ale compartimentului buncăr.

La o înălțime de 9–11 m este prevăzută o platformă cu panouri de comandă individuale și de grup. Acolo se află și colectoare de praf. Intre cazane este prevazut un loc pentru realizarea unei statii de pompare bager pentru sistemul hidraulic de indepartare a cenusii. Pentru stația de pompare se realizează o groapă, a cărei podea are un semn la 3-4 m sub podeaua camerei de cenușă, situată la marcajul zero. La CPP-uri puternice, stația de pompare bager este situată în afara cazanului într-o anexă separată.

Se instalează o cale ferată de la capătul temporar al clădirii până la camera de cenușă. Două macarale rulante sunt instalate în clădirea cazanului pentru lucrări de instalare și reparații.

Dispunerea compartimentului turbinei este determinată de modul ales de aranjare a turbinelor - de-a lungul sau peste axa clădirii. De aceasta depind dimensiunile încăperii, dispunerea echipamentelor auxiliare, lungimea conductelor de abur, de alimentare cu apă și de circulație. Cu o dispunere longitudinală a turbinelor, lățimea (întinderea) halei de turbine este mai mică decât în ​​cazul unui aranjament transversal, iar lungimea halei este mai mare.

Echipamentul din sala turbinelor este amplasat după principiul „insulei”. Unitățile de turbine sunt instalate de-a lungul halei cu un anumit pas, iar echipamentele auxiliare sunt instalate în apropierea fiecăreia dintre ele.

Echipamentele auxiliare (pompe de rețea și de condens, răcitoare de ulei și gaz etc.) se află la marcajul zero al podelei camerei de condens.

În aceeași celulă cu turbina este instalat un sistem de lubrifiere a rulmenților și de reglare a turbinei.

La nivelul de 8–9 m (la unități cu o capacitate de 300 MW - 9,6 m; 800 MW - 11,4 m) există comenzi pentru supapele și supapele principale, precum și un tablou de bord pentru turbine.

La capetele permanente și temporare ale halei de turbine sunt prevăzute locuri care nu sunt ocupate de echipamente, care sunt destinate amenajării pieselor în timpul lucrărilor de reparații și instalare. Pe aceste locuri sunt așezate șine de cale ferată fără margini.

O parte din echipamentul secțiunii turbinei se află în secțiunea dezaerator, care are mai multe etaje. La nivel zero sunt amplasate aparate de comutație de nevoi proprii și coridoare de cabluri. Pompe de alimentare, unități de reducere-răcire și alte echipamente sunt, de asemenea, instalate aici la unele IES-uri. La etajul doi sunt panouri de control bloc; la etajele superioare sunt amplasate dezaeratoare și rezervoare de apă de alimentare. Instalarea dezaeratoarelor la etajele superioare creează o presiune suplimentară a apei la admisia pompelor de alimentare, ceea ce crește fiabilitatea funcționării acestora, eliminând cavitația.

În sala turbinelor sunt instalate una sau două macarale rulante. Capacitatea lor de ridicare este selectată pe baza ridicării celei mai grele piese de echipament, care este de obicei statorul generatorului. Semnul locației macaralei deasupra platformei de întreținere, de regulă, este de așa natură încât este posibil să scoateți cilindrii turbinei și să îi transferați peste turbinele de funcționare la locurile de reparații.

Sala turbinelor este ventilată prin convecție naturală printr-un felinar de aerare construit pe acoperișul clădirii, iar cu deschideri foarte mari, felinarul nu este construit pentru a ușura acoperișul, iar aerul este furnizat de ventilatoare.

Pe fig. 4.4 prezintă dispunerea echipamentelor unei centrale electrice pe cărbune pulverizat cu unități cu o capacitate de 300 MW. Clădirea principală prefabricată din beton are o distanță între coloanele portante de 12 m. Sala turbinelor este proiectată cu subsol, îngropat cu 2,7 m. Compartimentul buncăr-dezaerator este cu o singură travă. Peretele compartimentului orientat spre camera cazanului este aliniat cu peretele frontal al cazanului. Aceeași versiune a clădirii este utilizată pentru IES de combustibil solid la prepararea prafului la instalația centrală de praf; buncărele de praf la astfel de IES sunt amplasate între cazane.

Proiectul a adoptat o dispunere transversală a turbinelor.

Pentru panourile de control bloc (un panou pentru două blocuri) la nivel de întreținere principală sunt prevăzute încăperi în compartimentul buncăr și dezaerator. La capatul compartimentului se afla si placa principala (placa centrala de control a TPP).

Principii generale de amplasare a șantierului și master plan

Pe lângă clădirea principală, centrala electrică include multe alte clădiri și structuri auxiliare care asigură funcționarea IES în ansamblu. Adiacent clădirii principale sunt platforme pentru colectoare de cenușă, aspiratoare de fum, coșuri și conducte de ventilație, instalații de combustibil, un tablou de distribuție de tip închis sau deschis, un panou de control dacă este situat într-o clădire separată, instalații tehnice de alimentare cu apă, tratare chimică a apei, o clădire pentru un atelier de reparații și ateliere, o groapă de cenușă și conducte de nămol până la aceasta, clădire administrativă, auxiliară integrată, depozite, clădiri de acetilenă, stații de oxigen și compresoare, acces feroviar și drumuri auto, depozit de locomotive, stație de pompieri, instalații de tratare a apei , etc.

Majoritatea instalațiilor enumerate mai sus sunt situate în gardul centralei electrice. Din gard sunt scoase o groapă de cenuşă, depozite de cărbune de rezervă şi consumabil, instalaţii pentru păcură, dacă capacitatea acesteia depăşeşte 10.000 mc, şi instalaţiile tehnice de alimentare cu apă. Aparatele electrice, statiile de pompare sunt amplasate atat in interiorul cat si in exteriorul gardului, dar cu gard de securitate obligatoriu.

Lista și numărul de instalații ale centralei electrice sunt afectate de schema termică, tipul de combustibil utilizat și tipul sistemului de alimentare cu apă.

Centralele puternice în condensare care funcționează pe combustibili fosili sunt construite în principal în apropierea surselor de combustibil: zăcăminte mari de cărbune, turbă, șist, care costuri minime pentru livrarea combustibilului. La amplasarea acestora, este importantă apropierea lor de consumatorii de energie, ceea ce face posibilă reducerea lungimii liniilor de transport a energiei electrice, a conductelor principale de abur, apă și a pierderilor din acestea.

Pentru IES care utilizează combustibil de calitate scăzută (lignit, turbă, șist), apropierea de câmp este o condiție prealabilă. Cu toate acestea, atunci când se utilizează cărbune de înaltă calitate, livrarea acestuia poate fi rentabilă chiar și pe distanțe lungi, ceea ce face posibilă alegerea unui loc pentru construirea unei CPP mai aproape de consumatorii de energie. Pentru IES care funcționează cu gaz și păcură, distanța până la sursa de alimentare cu combustibil nu este atât de importantă, deoarece costul livrării acestor tipuri de combustibil este semnificativ mai mic decât pentru cărbune, turbă sau șist.

În condițiile sistemelor energetice unificate, posibilitățile de alegere a locației centralelor puternice în condensare se extind. Acestea ar trebui să fie amplasate în apropierea unui râu, lac sau mare pentru a asigura lungimea minimă a comunicațiilor tehnice de alimentare cu apă și pentru a reduce costul construirii instalațiilor hidraulice.

Raza zonei sanitare pentru IES este de obicei de 500–1000 m; o dimensiune mai mare este acceptată la arderea combustibililor cu conținut ridicat de cenușă și sulf. La determinarea dimensiunii zonei sanitare IES, se ia în considerare prezența altor întreprinderi în apropierea șantierului, care creează deja un anumit nivel (fond) de poluare în zonă. În prezența contaminării de fond, dimensiunile zonei ar trebui să fie astfel încât nivelul total de conținut Substanțe dăunătoareîn atmosferă nu a depăşit standardele actuale.

Pe Planul principal centrală electrică, locația clădirii principale determină în prealabil amplasarea și dispunerea tuturor celorlalte facilități. Pe fig. 4.5 prezintă planul general al unui IES pe cărbune cu unități de 300 MW, tipic pentru centralele electrice cu o capacitate de 2400 și 3000 MW cu instalarea a opt sau respectiv zece unități.

Clădirea principală este amplasată în așa fel încât compartimentul turbinei să fie orientat spre sursa de apă; aceasta asigură lungimea minimă a conductelor de apă de serviciu. Cu alimentarea cu apă în circulație cu turnuri de răcire, orientarea clădirii principale este determinată de comoditatea de a urmări liniile electrice, liniile de cale ferată și condițiile naturale ale amplasamentului, în special, direcția vântului dominant. Turnurile de răcire sunt de obicei situate pe partea capătului permanent al clădirii principale, care ar trebui să fie orientat astfel încât capătul permanent să fie pe partea sub vânt. Distanța dintre turnurile de răcire și clădirea principală, precum și tabloul deschis, este de obicei de cel puțin 100 m.

Dispozitivele de distribuție (RU) sunt proiectate să primească energie electrică din surse, să o returneze în sistem sau în rețeaua de distribuție. Aparatele de distribuție distribuie electricitatea între alte dispozitive de distribuție, substații, transformatoare de putere etc. Pentru echipamentele electrice ale centralelor electrice se folosesc aparate de comutare de înaltă tensiune; aparatura de joasă tensiune este utilizată în instalațiile auxiliare. De proiecta Aparatul de distribuție este împărțit în tablouri închise (ZRU), atunci când toate echipamentele electrice sunt amplasate în clădiri speciale, aparate de comutație deschise (OSG) cu amplasarea echipamentelor în aer liber într-o zonă împrejmuită, aparate de comutare completă (KRU), formate din dulapuri metalice cu echipamente, dispozitive și dispozitive auxiliare instalate în acestea. Echipamentele de distribuție exterioare sunt proiectate să funcționeze cu o tensiune de 35 kV și mai mare și constă din dispozitive magistrală, întrerupătoare de circuit cu ulei, întreruptoare, transformatoare de putere și instrumente, echipamente de protecție, automatizare și semnalizare.

Principalele scheme de conectare electrică ale TPP-urilor sunt selectate pe baza schemei de conectare și distribuire a energiei la sistemul de alimentare, luând în considerare puterea totală și unitară a unităților instalate. La dezvoltarea acestora, se iau în considerare următoarele date inițiale:

• tensiunile la care se produce energie electrică TPP, graficele de sarcină, schemele de rețea și numărul de linii care pleacă de la centralele electrice, mărimea fluxurilor de energie de schimb;
• curenți de scurtcircuit pentru fiecare aparat de comutație de înaltă tensiune (UR), cerințe pentru schema de conectare pentru stabilitatea funcționării în paralel, cerințe pentru reglarea tensiunii la UR, necesitatea instalării reactoarelor de șunt;

• valoarea celei mai mari puteri pierdute atunci când orice întrerupător este deteriorat;
• utilizarea a cel mult două tensiuni crescute la TPP-uri, precum și posibilitatea utilizării a două aparate de comutație de aceeași tensiune cu funcționarea în paralel a acestor aparate de distribuție prin rețele raionale;
• posibilitatea alocării unei părți din nevoile proprii ale TPP pentru alimentarea cu energie electrică dintr-o sursă izolată în caz de accidente în sistem.

La TPP-urile cu aparate de comutație de tensiune de generator, capacitatea totală a transformatoarelor care conectează aceste aparate de comutație cu aparate de distribuție de înaltă tensiune trebuie să asigure că toată puterea activă și reactivă este furnizată rețelei de tensiune crescută, minus propriile nevoi, ținând cont de programul anual de energie electrică, consum de căldură și în regimuri de urgență.

La alegerea numărului și a puterii totale a transformatoarelor de comunicație pentru rezervarea sarcinilor conectate la tabloul de tensiune al generatorului de către sistemul de alimentare, atunci când numai unul dintre generatoarele care funcționează la tabloul de tensiune al generatorului iese din funcțiune, transformatoare trifazate sau grupuri de unice. -transformatoare de faza sunt adoptate la TPP. La instalarea transformatoarelor trifazate în blocuri, este prevăzută o rezervă pentru opt blocuri.

• Reactoarele duale sunt folosite pentru a limita curenții de scurtcircuit în distribuția energiei electrice la tensiunea generatorului. Pentru aparatele de comutare cu linii reacţionate, se utilizează, de regulă, schemele magistrală-comutator-reactor-comutator-reactor-linie.
• Fiecare generator cu o capacitate de 300 MW și mai mult este conectat pe partea de înaltă tensiune prin transformatoare separate (două unități sunt conectate în perechi pe partea de înaltă tensiune sau două generatoare sunt conectate la un transformator cu o înfășurare divizată). În același timp, între fiecare generator și transformator sunt instalate întrerupătoare.
• Pentru un aparat de comutare cu un număr de conexiune de cel mult patru, se utilizează scheme triunghiulare, patrulatere și punte. Pentru aparatele de comutare cu un număr mare de conexiuni la o tensiune de 330-750 kV și mai sus, se utilizează următoarele scheme:
• bloc (generator-transformator-VL-RU substație coborâtoare);
• cu două sisteme de bare colectoare (SH), cu patru întrerupătoare pentru trei circuite (schema „4/3”);
• cu două sisteme de bare colectoare, cu trei întrerupătoare pentru două circuite (un circuit și jumătate „3/2”);
• diagrame bloc generator-transformator-line (GTL) cu un poligon de egalizare-bypass;
• un circuit cu unul sau două poligoane cu până la șase conexiuni la fiecare poligon, inclusiv, conectate prin doi jumperi cu comutatoare în jumperi.

Aparatajele de tensiune ale generatorului sunt realizate cu un sistem de bare colectoare, folosind aparate de comutare și grupează reactoare duble pentru alimentarea consumatorilor.

Puterea de ieșire a TPP-urilor mari moderne cu unități de 500, 800, 1000, 1200 MW este realizată la o tensiune de 220, 330, 500, 750 kV și mai mare.

Pe fig. 4.6 prezintă schema electrică a unei centrale de cogenerare cu opt unități de 300 MW și instalarea unei unități de 1200 MW pentru extindere. Blocurile 1, 2, 3 alimentează cu energie electrică tabloul de distribuție de 220 kV, realizat conform schemei cu două sisteme de magistrală de lucru și bypass. Pe parcursul dezvoltării centralei, odată cu creșterea numărului de conexiuni la barele de 220 kV, se secţionează un sistem de bare. Unitatea 4 conectează tablourile de 220 kV și 500 kV cu un autotransformator. Blocurile combinate 6, 5 și 7, 8 furnizează electricitate la tabloul de distribuție de 500 kV, realizat conform schemei hexagonale, și în timpul dezvoltării și instalării unității de 1200 MW - conform circuitului „3/2” al întreruptorului pt. conexiune (în figură, extinderea circuitului este prezentată printr-o linie punctată).

Pentru CHP, a fost utilizată pe scară largă o schemă de conectare electrică cu două sisteme de bare colectoare pe partea generatorului și tensiune mai mare.

Creșterea puterii unitare a turbogeneratoarelor utilizate la CET (120, 250 MW) a condus la utilizarea pe scară largă a schemelor bloc ale conexiunilor electrice. În schema prezentată în fig. Consumatorii de tensiune 4.7, 6-10 kV sunt alimentați de robinete reacționate de la generatoarele G1, G2, mai mulți consumatori la distanță sunt alimentați prin stații de intrare adânci din magistralele de 110 kV. Funcționarea în paralel a generatoarelor, efectuată la tensiune mai mare, reduce curentul de scurtcircuit pe partea de 6–10 kV. Aparatul de distribuție pentru consumatori are două secțiuni cu comutator de transfer automat (ATS) pe comutatorul de secțiune. În circuitele generatorului, pentru o mai mare fiabilitate a alimentării cu energie, sunt instalate întrerupătoarele B1, B2. Transformatoarele de comunicație T1, T2 trebuie să fie proiectate pentru eliberarea întregii puteri active și reactive în exces și trebuie să fie echipate cu un comutator de reglaj sub sarcină. Transformatoarele blocurilor G3, G4 pot fi prevăzute și cu un comutator sub sarcină (indicat printr-o linie punctată), care permite asigurarea nivelului corespunzător de tensiune pe magistralele de 110 kV la eliberarea puterii reactive de rezervă a CET care funcționează conform la programul de căldură. Prezența unui comutator sub sarcină pentru aceste transformatoare face posibilă reducerea fluctuațiilor de tensiune în instalațiile auxiliare.

Scheme de cablare pentru nevoi auxiliare

Pe lângă unitățile principale - cazane cu abur, turbine, generatoare, centralele termice sunt echipate cu un număr mare de mecanisme care deservesc sau automatizează funcționarea unităților principale și a dispozitivelor auxiliare ale centralei electrice. Toate mecanismele, împreună cu motoarele lor de antrenare, sursele de energie, rețelele electrice și tablourile de distribuție din interiorul stației, dispozitivele electrice de iluminat, sunt incluse în complex, care este denumit în mod obișnuit instalație auxiliară. La TPP, instalarea nevoilor proprii include mecanisme de stocare și alimentare cu combustibil (basculante auto, macarale de descărcare, transportoare, transportoare cu găleți, pompe de ulei, site, concasoare), pulverizare (mori de cărbune, alimentatoare). cărbune brut, ventilatoare de moara, melci, alimentatoare de praf), tiraj (ventilatoare, aspiratoare de fum, aspiratoare de fum cu recirculare), mecanisme ale compartimentului turbinei (pompe de alimentare, condens, ejector de circulatie, pompe de curatare a condensului, pompe pentru sistemele de lubrifiere si control al rulmenilor), apa chimica tratament și o serie de altele.

Pe lângă mecanismele enumerate care deservesc principalul proces tehnologic, centralele electrice au mecanisme auxiliare: pompe de apă de proces, pompe de incendiu, grupuri compresoare, generatoare de motoare pentru încărcarea bateriilor etc.

Fiabilitatea funcționării mecanismelor auxiliare determină în mare măsură fiabilitatea stației în ansamblu. În funcție de rolul în procesul tehnologic al stației, principalele mecanisme ale propriilor nevoi sunt împărțite în responsabil și neresponsabil. Responsabile includ mecanisme, a căror oprire a lucrului, chiar și pentru o perioadă scurtă de timp, duce la o scădere a productivității sau o oprire a unităților principale ale centralei electrice. Pompele de circulatie, pompele de condens, pompele de ulei ale instalatiilor cu turbine cu abur, pompele de alimentare a cazanelor, aspiratoarele de fum, suflantele, alimentatoarele de praf etc. apartin mecanismelor cele mai responsabile pentru propriile nevoi. Mecanismele neresponsabile includ mecanismele a căror întrerupere în funcționare de ceva timp nu provoacă o scădere a producției de energie electrică sau termică.

Motoarele electrice sunt folosite pentru a conduce mecanismele propriilor nevoi. Acționarea cu abur este utilizată pentru pompele de alimentare puternice de mare viteză ale unităților cu parametri de abur supercritici.

Puterea maximă consumată de mecanismele auxiliare depinde de tipul și puterea TPP, de tipul și calitatea combustibilului, de metodele de ardere a acestuia și de parametrii aburului. Consumul de energie electrică pentru nevoi proprii depinde și de alegerea corectă a performanței mecanismelor, de puterea motoarelor electrice și de eficiența menținerii modului de funcționare a echipamentului în funcțiune și este de 3–14%, iar consumul de energia termică este de 3–10%.

Ca toți consumatorii responsabili de energie electrică din categoria I, schemele de alimentare auxiliară au redundanță care asigură alimentarea neîntreruptă prin pornirea automată. putere de rezervă(AVR). Redundanța poate fi implementată într-o formă implicită (Fig. 4.8), atunci când un transformator auxiliar funcțional este și unul de rezervă.

În acest caz, fiecare transformator de lucru este selectat din punct de vedere al puterii din condiția de a furniza toate nevoile auxiliare ale TPP. Astfel de scheme de redundanță sunt utilizate la TPP-uri de putere foarte mică. Alimentarea redundantă pentru nevoile auxiliare ale centralelor de cogenerare cu magistrale de tensiune a generatorului poate fi, de asemenea, explicită (Fig. 4.9). În acest caz, pentru un număr de transformatoare auxiliare de lucru, este prevăzut un transformator auxiliar de rezervă (PRTSN), care este pornit automat pentru acea secțiune de nevoi auxiliare, în care transformatorul auxiliar de lucru s-a oprit. Pentru fiecare șase transformatoare (linii) de lucru, este acceptat un PRTSN.

Alegerea puterii transformatorului de funcționare a nevoilor auxiliare ale unității se bazează pe calculul sarcinii reale a secțiunilor auxiliare (unitate și stație generală, conectate la magistralele auxiliare ale unității). Un număr de motoare sunt redundante într-un bloc sau mai multe blocuri (excitator de rezervă), unele dintre mecanisme funcționează periodic (pompa de spălare cu acid, pompe de stingere a incendiilor etc.). Transformatoarele de pornire de nevoi proprii în ceea ce privește puterea sunt egale cu cel mai mare funcțional.

În cazul unei pierderi complete pe termen lung (mai mult de 30 de minute) a tensiunii de frecvență a puterii asociate cu accidente, TPP oferă o sursă de energie fiabilă din partea neunită a stației (dacă există) de la cele mai apropiate centrale electrice sau situații de urgență. Grupuri generatoare diesel sau turbină-generatoare cu gaz ale următorilor consumatori: motoare electrice ale mecanismelor de blocare, baterii reîncărcabile, echipamente de instrumentare, iluminat de urgență.

Bateriile sunt folosite ca surse de curent continuu la TPP, care sunt o sursă independentă de curent continuu capabilă să-și alimenteze consumatorii în cazul oricăror accidente la stație. Consumatorii care sunt obligați să lucreze în orice condiții (inclusiv cele de urgență) sunt hrăniți din aceștia. Astfel de consumatori includ circuite de control pentru comutatoarele de comutație de toate tensiunile, circuite de control pentru dispozitivele de comutare ale motoarelor pentru mecanisme auxiliare de 0,4 kV, circuite de alarmă, automatizări, protecție releu, iluminat de urgență, pompe de urgență pentru sistemele de control și lubrifierea turbinelor. La TPP-urile cu unități de 300 MW și mai mult, pentru fiecare unitate sunt prevăzute o baterie de stocare și una sau două baterii de stație generală. În circuitele de curent continuu, este prevăzută posibilitatea redundanței reciproce a puterii.

Pentru bateriile reîncărcabile, de regulă, se folosesc baterii staționare plumb-acid de tip C sau CK (pentru descărcări de scurtă durată cu curent mare).

Toate bateriile stației funcționează în modul de reîncărcare constantă. În acest sens, pentru fiecare dintre ele este prevăzut un încărcător separat. Pentru a încărca toate bateriile, este instalată o unitate de încărcare la nivelul întregii stații.

Locul pentru un tablou deschis (OSG) este de obicei alocat din partea laterală a compartimentului turbinei și, uneori, din partea capătului permanent al clădirii principale.

În sistemul de răcire Generatorul de la IES folosește de obicei hidrogen. Deoarece hidrogenul este exploziv, depozitarea acestuia este scoasă din teritoriul clădirii principale și, uneori, dincolo de teritoriul stației. Este depozitat în recipiente speciale - recipiente de hidrogen. Facilități auxiliare și auxiliare ale IES sunt amplasate pe masterplan astfel încât să se asigure lungimea minimă a traseelor ​​feroviare și rutiere.

Sistem de tratare chimică a apei. Pentru a pregăti o calitate corespunzătoare a apei de alimentare și de completare, la centrala electrică este instalat un sistem de tratare chimică a apei (CWT), care, de regulă, include clarificatoare, filtre mecanice (carbon sulfonat sau celuloză prespălată), filtre. pentru desalinizarea apei (Na, H - schimb de cationi si anioni). Echipamentul sistemului CWT este amplasat în atelierul chimic al IES, situat într-o clădire separată sau în clădirea auxiliară combinată a IES. Pe lângă CWT, în timpul funcționării unităților de putere cu cazane cu trecere o dată, condensul este tratat într-o instalație de desalinizare bloc (BOU), care include filtre mecanice, filtre cu pat mixt și filtre regeneratoare pentru recuperarea schimbătorului de cationi și schimbătorului de anioni. .

Alimentare tehnică cu apă.

Pentru funcționarea normală a centralelor electrice este necesară o alimentare fiabilă și neîntreruptă cu apă. Consumatorii de apă la IES sunt condensatoarele cu turbină și condensatoarele de proces, echipamentele care poartă sisteme de răcire, sistemele de tratare a apei și sisteme hidraulice de îndepărtare a cenușii și zgurii, numeroase schimbătoare de căldură și sisteme auxiliare. Structura sistemului tehnic de alimentare cu apă al centralei electrice include: o sursă de apă, canale de intrare și ieșire (conducte de apă), pompe, răcitoare de apă. Conform schemei de comunicații și metodelor de răcire a apei, sistemele sunt împărțite în flux direct, invers și mixt.

Sistemul se numește o singură dată, atunci când toată apa pentru centrală este preluată dintr-o sursă naturală (râu, lac sau mare) și, după utilizare, este evacuată în aceeași sursă. Locul de deversare se alege în aval dacă sursa este un râu, iar într-un loc îndepărtat de gard dacă sursa este un lac sau mare. Schema de comunicare a sistemului de trecere o dată este prezentată în fig. 4.10.

Apa de la sursă la centrala electrică este furnizată prin conducte de presiune sau canale gravitaționale. Cu alimentare sub presiune, pe malul sursei este construită o stație de pompare, din care sunt așezate conducte din beton armat sau metalice către clădirea principală. Ramurile sunt realizate de la conductele către fiecare turbină. Cu o distanță semnificativă a centralei de la sursă, precum și cu o diferență mare de înălțime între condensatoare și nivelul apei din sursă, se construiește o stație suplimentară de pompare.

Cu un teren plat, apa este furnizată clădirii principale prin canale gravitaționale. În acest caz, lângă clădirea principală se construiește o stație centrală de pompare. Pot exista mai multe dintre aceste stații dacă centrala este construită la cozi.

Apele uzate sunt evacuate prin conducte subterane închise care trec în canale deschise.

Posibilitățile de utilizare a sistemului cu flux direct sunt determinate de legislația țării, condițiile de protecție a mediului și parametrii debitului râului. Codul apelor din Ucraina interzice utilizarea sistemelor tehnice de alimentare cu apă cu flux direct.

Cel mai utilizat sistem de alimentare cu apă circulantă este atunci când același volum de apă este utilizat în mod repetat, necesitând doar un mic adaos (alimentare) pentru a completa pierderile de apă. Acest sistem este un circuit închis format dintr-un răcitor de apă, pompe și conducte.

La centralele termice mari moderne se folosesc sisteme de alimentare cu apă circulantă, precum și cele mixte. Cele mai frecvent utilizate răcitoare sunt rezervoarele artificiale, turnurile de răcire și bazinele de pulverizare. O schemă exemplificativă cu un rezervor-răcitor este prezentată în fig. 4.11.

Mai avantajos din punct de vedere economic este aranjamentul răcitorului rezervorului, care asigură o temperatură mai scăzută a apei răcite și un vid mai profund în condensatoarele turbinei. În sistemele cu turnuri de răcire, suprafața terenului înstrăinat este redusă, totuși, temperatura medie anuală a apei răcite după turnurile de răcire prin evaporare și consumul irevocabil de apă este mai mare decât în ​​sistemele circulante cu rezervoare. În schema piscinei cu pulverizare, consumul irevocabil de apă crește. Deci, pentru alimentarea tehnică cu apă a TPP cu o capacitate de 1 milion kW, este nevoie de o medie de 0,9 km3 de apă pe an, a cărei parte principală (până la 95%) este utilizată pentru răcirea condensatoarelor turbinelor. Cu un sistem de alimentare cu apă în circulație, aproximativ 5% din volumul total ar trebui completat cu apă dulce pentru a compensa pierderile de apă irecuperabile în ciclul tehnologic TPP (în principal pentru evaporare) și pentru a purja sistemul de răcire pentru a menține un regim acceptabil de sare în acesta. . În timpul purgerii, apa de purjare este deversată în corpurile de apă (râu sau rezervor), în care cu această apă intră sulfați, cloruri etc.. Într-un sistem de circulație cu turnuri de răcire prin evaporare, pierderile de apă iremediabile se ridică la 1,5–2% din totalul apei. consum.

Alimentarea tehnică cu apă a centralelor electrice este strâns legată de problema protecției mediului. Deversarea apei încălzite (cu un conținut ridicat de sare în timpul suflarii) în sursa de alimentare cu apă sau disiparea căldurii apei răcite în atmosferă poate afecta negativ situația ecologică din zona înconjurătoare.

La alegerea sistemelor tehnice de alimentare cu apă conditie esentiala este de a minimiza efectele negative asupra mediului.

Economia de combustibil a centralelor electrice

Economia de combustibil a centralelor electrice este un complex tehnologic dispozitivele conectate, mecanisme si structuri folosite pentru prepararea si alimentarea cu combustibil a cazanului. Structura economiei de combustibil și echipamentele utilizate sunt diferite atunci când se utilizează solide, lichide și combustibil gazos. Complexul se realizează sub forma unei linii de producție continuă, al cărei început este dispozitivul de primire și descărcare, iar sfârșitul este clădirea principală, unde este furnizat combustibilul pregătit. Alimentarea cu combustibil și instalațiile de combustibil sunt situate pe partea laterală a cazanelor la cel puțin 200-250 m de clădirea principală. Distanta minima este determinată de unghiul de înălțime admisibil al transportoarelor de alimentare cu combustibil.

Alimentarea cu combustibil este combinată cu diferite etape ale pregătirii acestuia, precum și cu operațiunile de depozitare, cântărire și prelevare de probe. Totalitatea tuturor operațiunilor se numește procesare a combustibilului.

Pregătirea combustibilului solid constă în uscarea și măcinarea acestuia la o dimensiune nu mai mare de 25 mm și eliberarea acestuia de corpurile străine. Combustibilul lichid în procesul de preparare este filtrat prin grile, încălzit și introdus în camera cazanului la temperaturi și presiuni strict definite. Pregătirea combustibilului cu gaz practic nu necesită.

Prelucrarea combustibilului, ca sarcină principală a economiei de combustibil, constă în următoarele operațiuni principale: primirea combustibilului și organizarea controlului acestuia din punct de vedere cantitativ și calitativ; descărcarea vagoanelor care sosesc; furnizarea în timp util și neîntreruptă cu combustibil a buncărelor cazanelor, iar atunci când se utilizează gaz și păcură - la arzătoarele cazanelor cu abur; îndepărtarea aleatorie a obiectelor metalice și nemetalice din combustibil și măcinarea bucăților de combustibil solid la o dimensiune de 15-25 mm; depozitarea combustibilului în depozite (cu excepția gazelor). La CPP care utilizează cărbune, turbă, șisturi bituminoase ca combustibil, economia de combustibil constă din șine de cale ferată din apropierea gării (facilități de cale), un dispozitiv de descărcare, alimentare cu combustibil, o clădire de zdrobire, buncăre în clădirea principală și un depozit. În zonele cu climat continental și cu sosirea sistematică a vagoanelor cu combustibil înghețat, pe lângă dotările de mai sus, se construiește și un dispozitiv de degivrare.

O economie tipică de combustibil a unui IES pe cărbune este prezentată în fig. 4.12. De obicei, combustibilul este livrat pe calea ferată. Vagoanele care sosesc cu combustibil sunt introduse într-un dispozitiv de descărcare echipat cu basculante. Cântarele de transport sunt instalate în fața dispozitivului de descărcare pentru a determina cantitatea de combustibil care intră. La descărcare, cărbunele este turnat în buncărul de primire și alimentat de către alimentator la primul transportor de alimentare cu combustibil.

În descărcator, combustibilul trece prin prima etapă de pregătire, care constă în zdrobirea lui în bucăți de 200–300 mm. Bucățile mari de cărbune sunt reținute pe grătarul care acoperă partea superioară a buncărului de primire și zdrobite folosind o mașină de zdrobire și frezat (CFM). Pe grătar sunt reținute și obiecte străine mari, care sunt apoi îndepărtate. În absența DFM, măcinarea grosieră a cărbunelui este efectuată de concasoare cu dinți cu disc instalate între alimentator și transportorul de alimentare cu combustibil.

De la descărcator, cărbunele intră în unitatea de transfer, de unde poate fi trimis într-un depozit sau cameră de zdrobire. Concasoarele cu ciocan sunt instalate în carcasa de zdrobire, zdrobind cărbunele în bucăți. În fața concasoarelor se instalează ecrane, cu ajutorul cărora pe lângă concasoare se trece cărbune care nu necesită măcinare.

Când se deplasează de-a lungul transportorului, combustibilul este eliberat din obiecte metalice aleatorii. Metalul este captat cu ajutorul electromagneților suspendați și cu scripete (separatoare de metale).

Din clădirea concasorului, cărbunele este transportat către clădirea principală pe un transportor orizontal și de acolo este turnat în recipientele de cărbune brut ale cazanelor de abur.

Diagrama prezintă un depozit de combustibil, unde racletele și buldozerele sunt folosite ca mecanisme de transbordare. Din depozit, cărbunele este alimentat în buncărul transportor, cu ajutorul căruia cărbunele intră în unitatea de transfer și apoi în corpul de zdrobire. De asemenea, depozitele sunt echipate cu macarale de încărcare, încărcătoare rotative și stivuitoare. Cantitatea de combustibil care poate fi primită, procesată și pregătită pentru ardere sau depozitare caracterizează performanța economiei de combustibil. Caracteristica de performanță definitorie este consumul total de combustibil al tuturor cazanelor la sarcina nominală a TPP, luând în considerare corecțiile pentru alimentarea neuniformă cu combustibil și oprirea echipamentului.

Buncărele clădirii principale sunt prevăzute pentru crearea unei alimentări cu combustibil și eliberarea continuă a acestuia atunci când alimentarea cu combustibil este oprită. Sunt realizate sub forma unei prisme cu 4 fețe, trecând în partea de jos într-o piramidă trunchiată (pâlnie), care are la capăt un orificiu de evacuare. Volumul buncărelor este calculat pentru o alimentare de 4-6 ore cu combustibil.

Depozitele servesc la crearea unei aprovizionări cu combustibil în cazul întreruperii livrării acestuia. Depozitul joacă, de asemenea, rolul unui rezervor tampon, ceea ce face posibilă netezirea livrării inegale a combustibilului.

Capacitatea de stocare este selectată în funcție de capacitatea IES, tipul de combustibil și distanța până la furnizor. Pentru IES pe cărbune, capacitatea de stocare este calculată pentru o aprovizionare de 30 de zile. Daca distanta pana la furnizor este mai mica de 100 km, stocul se reduce la 2 saptamani.

Ferma de păcură este un complex de dispozitive și structuri concepute pentru recepția, depozitarea, pregătirea și alimentarea cu păcură în camera cazanelor. Obiectele principale ale economiei de păcură sunt: ​​un dispozitiv de primire și descărcare, un depozit (depozit), o stație de pompare, conducte de păcură. Aceste obiecte, împreună cu conductele de păcură, formează o schemă tehnologică, a cărei vedere tipică este prezentată în Fig. 4.13.

Instalația principală de păcură este de obicei situată în afara teritoriului CES la cel puțin 500 m de cea mai apropiată localitate. Acest lucru este dictat de măsurile de siguranță la incendiu și de dorința de a îmbunătăți indicatorii planului general IES. La fața locului se aduce o linie electrică, se construiește o linie de cale ferată și o autostradă. Toate instalațiile pentru păcură sunt echipate cu protecție fiabilă împotriva trăsnetului.

Păcură este livrată către IES prin transport feroviar, pe apă sau prin conductă și este descărcată într-un rezervor de primire. Filtrele sunt instalate în tăvile din fața rezervoarelor curățare grosieră, servind la întârzierea obiectelor străine. Din rezervoarele de primire, păcura este pompată către rezervoarele principale de stocare, care servesc la crearea unui stoc de păcură.

Din rezervoarele de stocare, păcură este alimentată gravitațional sau cu ajutorul pompelor către clădirea stației de pompare, unde sunt instalate pompe, schimbătoare de căldură și filtre fine. Aici, uleiul de combustibil este încălzit, curățat și sub presiunea stabilită este alimentat în camera cazanului.

Schema tehnologică prevede linii de recirculare a păcurului, care asigură mișcarea continuă a acestuia prin conducte din conducte. Acest lucru previne înghețul la oprirea cazanelor.

Păcura la centralele electrice este folosită nu numai ca combustibil principal, ci și ca combustibil auxiliar folosit pentru a aprinde cazanele care funcționează cu combustibili solizi. În funcție de scopul păcurului, la IES se construiește fie instalația principală, fie cea pentru păcură. Economia principală este calculată pentru furnizarea unei astfel de cantități de păcură, care asigură funcționarea tuturor cazanelor cu sarcină nominală; aprindere - numai pentru aprinderea simultană a două cazane până la o sarcină egală cu 30% din valoarea nominală.

Pentru a asigura fiabilitatea transportului Păcură trebuie încălzită pe toată durata mișcării sale. Încălzirea primară la o temperatură de 35–45°C se realizează în dispozitivul de primire și descărcare la descărcarea din rezervoare și deplasarea de-a lungul tăvilor gravitaționale. Păcură este încălzită până la 90°С în rezervoare. Încălzirea finală la o temperatură de 120–150°C, selectată în funcție de condițiile de pulverizare a păcurului în duzele dispozitivelor de arzător ale cazanelor, se realizează în încălzitoare care sunt instalate în stația de pompare.

Presiunea de păcură din conducta prin care este alimentată în camera cazanului este selectată în funcție de tipul duzelor. Atomizarea de înaltă calitate prin duze mecanice este asigurată la o presiune de 3–4,5 MPa; abur - 0,5–1,0 MPa. O presiune de 3–4,5 MPa este asigurată în mod fiabil numai atunci când două grupuri de pompe sunt conectate în serie. În primul, presiunea crește la 1–1,5 MPa, în al doilea, la cea prestabilită. O creștere a presiunii într-o singură etapă este nesigură din cauza apariției fenomenelor de cavitație și a defecțiunii pompelor.

Dispozitivul de primire și descărcare este o porțiune a căii ferate cu un jgheab între șine, unde păcurul este scurs din rezervoare. Jgheabul este realizat din beton armat cu placare metalica si o usoara panta a fundului catre rezervoarele de receptie. Țevi de abur sunt așezate de-a lungul fundului jgheabului pentru a încălzi pacura.

Pentru a accelera descărcarea, uleiul combustibil din rezervoare este încălzit cu abur la o presiune de 1–1,2 MPa, furnizat rezervorului prin gâtul superior. La unele CPP se folosesc in acest scop dispozitive de incalzire construite in functie de tipul dispozitivelor de dezghetare.

Rezervoarele sunt folosite pentru primirea și depozitarea păcurului. Capacitatea totală a rezervoarelor din depozit este calculată pentru o aprovizionare de 15 zile dacă păcură este livrată de către calea feratași este combustibilul principal. La livrarea prin conducte, stocul este asigurat timp de 3 zile. Dacă păcura este un combustibil de pornire, atunci este prevăzută o rezervă de 10 zile. Pentru a asigura fiabilitatea tehnologică a procesării și aprovizionării cu păcură în camera cazanelor, în depozit sunt instalate cel puțin trei rezervoare.

Rezervoarele sunt realizate din metal sau beton armat. Executarea lor poate fi sol, subteran sau semisubteran. În rezervoare, păcura este încălzită prin schimbătoare de căldură de suprafață cu abur și prin recirculare a păcurului fierbinte. Aburul este furnizat încălzitoarelor la o presiune de 0,5–0,6 MPa.

Păcura este depozitată în rezervoare la o temperatură de 70–90°C. Pentru a reduce pierderile de căldură către mediu, pereții rezervoarelor de pământ sunt acoperiți cu izolație termică sub formă de covorașe din vata minerala cu înveliș la exterior cu tablă sau aplicarea unui strat de tencuială din azbociment.

Stațiile de pompare a uleiului sunt construite ca o clădire separată cu încăperi pentru pompe, echipamente de ventilație, panou de comandă și aparate de comutare. Pompe, filtre, încălzitoare și dispozitive pentru colectarea și tratarea apelor contaminate cu ulei sunt instalate din echipamentele de proces din stația de pompare a păcurului.

Pentru pomparea păcurului se folosesc pompe speciale. Pompele centrifuge cu arbore orizontal sunt instalate în stația de pompare pentru păcură, iar pompele axiale sunt instalate în rezervoare. tip submersibil. Atât acestea, cât și altele au motoare electrice cu carcasă etanșă.

Filtrele grosiere sunt realizate sub formă de grile cu celule de 10 × 10 mm2. Curățare fină efectuate în filtre tip carcasă prin grile cu celule de 1 × 1 mm2.

Pentru încălzirea finală a păcurului la o temperatură de 120–150°C, se folosesc schimbătoare de căldură tubulare cu două secțiuni. Păcură se deplasează prin țevi, iar abur la o presiune de 1–1,2 MPa este furnizat în inel.

Camera statiei de pompare pacura apartine categoriei de instalatii explozive. Prin urmare, toate fitingurile electrice și motoarele electrice sunt rezistente la explozie. Pe conductele de aspirație și refulare de păcură, la 10–15 m de clădirea stației de pompare, supape de închidere. Economia de păcură de aprindere este combinată, de regulă, cu un depozit de uleiuri și combustibili și lubrifianți.

Economia de combustibil a IES care funcționează cu combustibil gazos constă dintr-un punct de distribuție a gazelor (PIB) și un sistem de conducte de gaz. Gazul este furnizat către punctul de distribuție a gazului de la o stație de distribuție situată în afara IES și conectată la conducta principală de gaz. Presiunea gazului înainte de punctul de distribuție a gazului este de 1–1,2 MPa, iar după fracturarea hidraulică este de 0,05–0,12 MPa. Pregatirea gazului pentru ardere consta in curatarea acestuia de praf si asigurarea presiunii necesare in fata arzatoarelor.

Schema punctului de distribuție a gazului (Fig. 4.14) prevede instalarea unui filtru fibros pentru eliminarea prafului, a unui regulator automat de presiune a gazului, dispozitive pentru măsurarea presiunii și a debitului de gaz, supape de oprire, precum și o linie de bypass pentru alimentarea cu gaz în camera cazanelor în timpul reparațiilor la punctele de distribuție a gazelor.

Punctele de distribuție a gazelor la IES-uri puternice sunt situate într-o clădire separată, formată din două încăperi: cea principală, unde sunt instalate toate fitingurile și dispozitivele, și cea auxiliară, destinată instalației de încălzire și ventilație. La CPP-urile cu o capacitate de până la 1200 MW, se construiește de obicei un punct de distribuție a gazelor, iar cu o capacitate mai mare pot fi două sau mai multe.

Poziționarea tuturor conductelor de gaze pe teritoriul IES se realizează la sol pe beton armat sau pasarele metalice. Gazul de la punctul de distribuție a gazului la conducta principală a cazanelor și de la acesta la cazane este furnizat printr-o conductă de gaz. La ieșirile către cazane sunt instalate supape de închidere și control cu ​​telecomandă, precum și un dispozitiv de măsurare a debitului de gaz. Conductele de purjare cu fitinguri strânse sunt realizate la toate punctele de capăt ale conductelor de gaz, care servesc la îndepărtarea gazului din conducte în timpul reparațiilor.

Pentru a asigura lucrările de reparații TPP-urile necesită aer comprimat, oxigen și gaz. Pentru aceasta, există un sistem special de alimentare ramificată pentru aceste medii. Sistemul de aer comprimat este operat de o stație de compresor, în timp ce oxigenul este furnizat de la o stație de azot-oxigen.

Organizarea managementului proceselor tehnologice la centrale termice. Asigurarea funcționării fiabile și eficiente a tuturor instrumentelor de control și management și a echipamentelor pe care le deservesc depinde de mulți factori, iar unul dintre aceștia este organizarea managementului la TPP-uri. Organizarea managementului la TPP este înțeleasă ca o astfel de structură a relațiilor dintre obiectele conducerii, operatorul și mijloacele de control și management, care asigură desfășurarea procesului tehnologic cu indicatorii tehnologici dați.

O astfel de structură se bazează, pe de o parte, pe datele psihologice ale unei persoane (operator), iar pe de altă parte, pe factori tehnici și economici care caracterizează instalația și sistemul de control. Primele includ: calificările tehnice și experiența operatorului, pregătirea acestuia, viteza de reacție la informațiile primite despre starea obiectului și cursul procesului și oboseala. Cele doua includ tipul de TPP (bloc sau reticulat), complexitatea echipamentelor și a schemelor tehnologice, nivelul de automatizare a unității etc.

TPP-urile de tip bloc se caracterizează prin controlul tuturor echipamentelor incluse în bloc de către operator de la panoul de control al blocului (BCR).

Obiectul în sine are un impact semnificativ asupra organizării controlului: complexitatea sa de proiectare, schema tehnologică, precum și caracteristicile statice și dinamice. Echipamente electrice - cazane, turbine, generatoare, pompe etc. - poate fi clasificată ca una dintre cele mai complexe unități. Acest lucru este valabil și în general pentru unitatea de putere, care este un complex de echipamente enumerate conectate printr-un singur proces tehnologic.

Blocurile în sine pot fi, de asemenea, subdivizate în funcție de gradul de dificultate. De exemplu, un cazan cu tambur pe gaz sau cu ulei este mai simplu decât un cazan cu mai multe cuptoare sau cu mai multe cascade care arde combustibil solid.

Nivelul de automatizare a centralelor termice are o mare influență asupra organizării controlului echipamentelor de putere.

Bazat cerințe moderne, sistemul de control pregătește automat date informative cuprinzătoare pentru personal, este capabil să caute soluții optime în timpul pornirilor și funcționării normale a unității de alimentare, să protejeze echipamentele de deteriorare și să prevină accidentele. Acest nivel necesită o introducere largă a facilităților de calcul.

Organizarea managementului TPP este strâns legată de sistemul de control adoptat pentru echipamentele de putere ale unităților, care reprezintă un complex de mijloace tehnice de control, colectare, prelucrare și prezentare a informațiilor legate de instalație și între ele în așa fel încât, cu ajutorul lor personalul poate controla echipamentul în toate modurile de funcționare a acestuia.

La TPP-urile moderne, sistemul de control este automatizat și, de regulă, are două niveluri: primul este un sistem automat de control al procesului (APCS), care asigură controlul unităților individuale, al grupurilor de unități sau al unei unități de putere. Al doilea nivel este un sistem de control automat pentru o centrală termică în ansamblu (ACS TPP), care permite personalului să gestioneze cel mai eficient și mai eficient nu numai centrala electrică, ci și activitățile economice ale TPP.

Sistemul de control al echipamentului de putere al unității este prezentat în fig. 4.15. Include următoarele subsisteme: informaţie; alarme; la distanţă şi control automat; reglare automată; protectie si blocare tehnologica.

Subsistemul informațional asigură colectarea, prelucrarea și prezentarea continuă a informațiilor despre funcționarea și starea echipamentelor și desfășurarea procesului tehnologic, obținerea de informații auxiliare necesare studierii situației, precum și pentru întocmirea rapoartelor tehnice și calcularea datelor tehnice și tehnice. indicatori economici ai funcționării TPP.

Subsistemul de alarmă include dispozitive care furnizează informații operaționale despre încălcări în modul de proces sau funcționarea unităților care utilizează lumină sau semnale sonore. Alarma are următoarele funcții principale: să atragă atenția personalului asupra unei încălcări a modurilor de funcționare ale unității sau asupra unei situații de urgență; oferă o înțelegere a cauzei a ceea ce se întâmplă și contribuie la excluderea acțiunilor eronate, luând decizia corectă pentru acțiuni în condițiile actuale.

La TPP-urile, semnalizarea este utilizată în două scopuri: tehnologic și de urgență.

Alarma tehnologică este utilizată pentru a avertiza personalul despre abaterea parametrilor de funcționare de la limitele stabilite și încălcarea modului de proces; aceasta include si semnalizarea functionarii protectiilor.

Semnalizarea de urgență oferă personalului o idee despre starea mecanismelor (funcționează, nu funcționează, oprire de urgență, pornire de rezervă etc.).

Subsistemele de control la distanță și automate efectuează un efect discret asupra acționărilor electrificate ale mecanismelor și supapelor de închidere și control situate în diferite locuri ale unității de putere, de la distanță de la stația de control sau automat, conform programelor logice specificate. La TPP-urile moderne, controlul de la distanță a atins un grad ridicat de centralizare: aproximativ 80% dintre acționările supapelor și 90% din echipamentele auxiliare sunt controlate din panouri bloc sau grup. Telecomanda poate fi individuală sau de grup.

Controlul grupului prevede emiterea unei comenzi fie simultan la un număr de acționări (de exemplu, mai multe supape pe căi paralele abur-apă ale cazanului), fie la o comandă a unui grup de mecanisme conectate funcțional cu dezvoltarea ulterioară a comenzii conform unui program specific.

O dezvoltare ulterioară a managementului grupurilor sunt sistemele ierarhice de gestionare a grupurilor funcționale.

Subsistemul de control automat este una dintre cele mai importante părți ale sistemului de control, deoarece formează baza automatizării Procese de producțieși este cel mai înalt nivel. Controlul automat crește eficiența instalației, crește fiabilitatea funcționării acesteia și crește productivitatea personalului. Patru grupuri principale de regulatoare pot fi distinse în schemele de control automat pentru instalațiile electrice.

Prima grupă include autoritățile de reglementare deosebit de responsabile care asigură fiabilitatea unităților. Funcțiile unor astfel de controlere nu pot fi înlocuite de acțiunea manuală a operatorului, iar defecțiunea lor implică de obicei oprirea unității (de exemplu, regulatorul de turație a turbinei).

Al doilea grup include controlere de mod care asigură desfășurarea procesului (de exemplu, controlere de ardere, controlere de temperatură a aburului). Oprirea acestora de obicei nu face ca unitatea să se oprească, deoarece reglarea, deși mai puțin economică, poate fi efectuată manual.

A treia grupă include regulatoare de pornire care asigură menținerea parametrilor necesari în timpul pornirii unității. Aceste regulatoare nu participă la funcționarea normală.

În cele din urmă, al patrulea grup este format din regulatori locali care asigură reglarea proceselor auxiliare, de exemplu, nivelul apei în dezaeratoare, încălzitoare etc.

Sarcina generală a controlului automat este de a menține conditii optime fluxul oricărui proces tehnologic fără intervenția umană. La centralele termice, aceste condiții includ corespondența dintre sarcina electrică a turbogeneratorului și performanța generatorului de abur (în instalatii bloc), menținerea presiunii și temperaturii aburului în limitele specificate; ardere economică a combustibilului; potrivirea performanței instalației de alimentare cu sarcina generatoarelor de abur, precum și menținerea unor valori stabile ale parametrilor unui număr de procese auxiliare.

Subsistemul de protecție și blocare tehnologică este utilizat pe scară largă pentru a proteja echipamentele de deteriorare și pentru a preveni accidentele. Pe echipamentele electrice (motoare electrice, generatoare, transformatoare) se folosesc suprasarcina, supratensiune, curent, trăsnet și alte tipuri de protecție. Protecția echipamentelor termomecanice a început să se dezvolte în legătură cu punerea în funcțiune masivă a unităților mari de putere. Numărul de protecții și complexitatea construcției acestora depind în mare măsură de caracteristicile de proiectare și de fiabilitatea echipamentului principal. Pentru funcționarea corectă a echipamentelor TPP mare importanță are în timp util și definiție precisă cauzele fundamentale ale operațiunii de protecție. Pentru aceasta, sunt utilizate alarme luminoase și sonore și sisteme pentru determinarea cauzei fundamentale a funcționării protecției.

Structura organizării conducerii la TPP-uri de tip bloc este prezentată în fig. 4.16. Include:

• panoul de control central al TPP (TSCHU), care este locația inginerului instalației de serviciu (DIS);
• panouri de control bloc (MSC) - locația operatorilor de bloc (Op) asociați cu inginerul stației de serviciu;
• Panouri locale de comandă (LSC) pentru dispozitivele stației generale, alimentare cu combustibil și tratare chimică a apei, cu personal permanent de service, și pompare de păcură, compresor și electroliză, deservite de montatori (Ob).

Panoul de control central este utilizat pentru a controla elementele de comunicare cu sistemul de alimentare și din acesta se efectuează următoarele:

• controlul întreruptoarelor de linie și bare colectoare ale tuturor aparatelor de comutație și autotransformatoare de înaltă tensiune pentru comunicarea între aparatele de comutare de înaltă tensiune (RU) și controlul acestora;
• sincronizare manuală pe dispozitive de magistrală și întrerupătoare ale autotransformatoarelor pentru comunicarea între tablourile de înaltă tensiune;
• Control surse de rezervă alimentarea nevoilor auxiliare 6 kV și motoare electrice ale excitatoarelor de rezervă și control asupra acestora;
• conducerea staţiei centrale de pompare de coastă.

O cantitate mică de informații despre funcționarea unităților este concentrată pe camera centrală de comandă, semnalând defecțiunea echipamentelor dispozitivelor publice care nu au personal permanent, semnalând starea tuturor elementelor controlate de la panoul central de comandă, precum și ca semnalizare a poziţiei dispozitivelor de comutare.

Pentru centralele de mare capacitate (2400 MW și mai mult), această cantitate de informații despre funcționarea unităților care vin în camera centrală de control, unde se află DIS, nu mai este suficientă. Sunt necesare informații mai extinse cu privire la funcționarea unităților, starea echipamentelor, precum și cunoașterea unui număr de indicatori tehnici și economici necesari pentru a identifica eficiența TPP. În acest scop, camera centrală de control ar trebui să fie dotată cu un centru de informare publică și de calcul pentru colectarea și prelucrarea datelor necesare analizei funcționării CTE și transferului acestora către o asociație energetică superioară. Informația într-un astfel de punct poate proveni atât de la dispozitive de calcul cu informații de bloc, cât și direct din seturile standard de măsurare ale blocului.

Camera de control este utilizată pentru monitorizarea și controlul de la distanță al unității. De pe această placă, instalația este controlată în Mod normal iar în situații de urgență, pornirea și oprirea programată a unității sau a unităților sale individuale.

Pentru a obține soluții optime, o parte din instrumentele de control și management aferente unităților individuale se află pe panourile de control locale (LCD) - la unități. Astfel de scuturi au fost instalate, de exemplu, pentru arzatoarele generatorului de abur, sistemul de regenerare si au fost conectate la camera de control cu ​​un sistem de alarma. Panourile de control locale pentru instalațiile generale ale instalațiilor sunt utilizate pentru pornirea și oprirea unităților, comutarea rapidă a supapelor de închidere electrificate, precum și pentru a monitoriza funcționarea echipamentelor și a semnala încălcările în funcționarea acestuia.

În organizarea managementului la TPP, care prevede o interacțiune clară a personalului operațional de toate gradele, sunt utilizate pe scară largă mijloacele moderne de comunicare și semnalizare. Următoarele tipuri de comunicații operaționale sunt utilizate pentru a transfera comenzile DIS și operatorii MCR către personalul operațional: comunicare bidirecțională între DIS și personalul operațional din subordine; comunicare bidirecțională a operatorilor camerei de comandă cu personalul din subordine (mercatori de echipamente); la nivel de stație și bloc de comandă și comunicare de căutare.

Comunicarea operațională în două sensuri poate fi combinată - telefon și difuzor. Aceste tipuri de comunicații operaționale pot fi completate cu instalații industriale de televiziune multicanal. Inginerul stației de serviciu, în plus, are capacitatea de a efectua comunicații circulare și de a conecta un magnetofon.

Curățarea gazelor de ardere, îndepărtarea cenușii

Sistemul de curățare a gazelor de ardere există datorită faptului că produsele de ardere conțin componente toxice nocive pentru mediu: cenușă zburătoare, oxizi de sulf (SO2 și SO3) și oxizi de azot (NO și NO2). Pentru a le îndepărta cu ieșire, se folosesc dispozitive auxiliare gaz-aer (ventilatoare, aspiratoare de fum), care furnizează aer de ardere cuptorului centralei de cazan și îndepărtează produsele de ardere.

Tracțiunea poate fi naturală și artificială. Tirajul natural se realizează folosind un coș de fum din cauza diferenței de densitate aerul atmosfericși gaze fierbinți în coș.

În instalaţiile cu rezistenţă aerodinamică mare a traseului gazelor, când șemineu nu asigură tiraj natural, tiraj artificial este utilizat prin instalarea de aspiratoare de fum. Vidul creat de aspiratorul de fum este determinat de rezistența aerodinamică a căii gazului și de necesitatea menținerii unui vid în cuptor egal cu 20–30 Pa. În centralele de cazane ale CPP-urilor mici, vidul creat de un aspirator de fum este de 1–2 kPa, iar în cele puternice este de 2,5–3 kPa.

Pentru a furniza aer cuptorului și a depăși rezistență aerodinamică calea aerului (conducte de aer, încălzitor de aer, strat de combustibil sau arzătoare) ventilatoarele sunt instalate în fața încălzitorului de aer.

La exploatarea unei centrale electrice cu combustibil solid, este obligatorie utilizarea colectoarelor de cenusa, care, conform principiului de functionare, sunt impartite in mecanice (uscate si umede) si electrostatice. Colectatoarele mecanice de cenusa uscata de tip ciclon separa particulele de gaz datorita fortelor centrifuge in timpul miscarii de rotatie a fluxului. Gradul de captare a cenușii în ele este de 75–80% cu o rezistență hidraulică de 0,5–0,7 kPa. Colectatorii mecanici de cenusa umeda sunt cicloni verticali cu un film de apa care curge pe pereti. Gradul de captare a cenușii în ele este mai mare și depășește 80–90%. Precipitatoarele electrostatice asigură un grad ridicat de purificare a gazelor (95–99%) cu o rezistență hidraulică de 150–200 Pa fără scăderea temperaturii și umezirea gazelor de ardere.

Pentru a îndepărta zgura și cenușa în afara amplasamentului industrial al centralelor electrice pe cărbune pulverizat, există un sistem de îndepărtare a cenușii și zgurii. La CPP se folosesc trei metode principale de îndepărtare a cenușii: mecanică (folosind șuruburi sau transportoare cu bandă), pneumatică (sub presiune de aer în țevi sau canale închise) și hidraulice (spălarea cu apă în canale deschise sau închise). Cea mai comună este metoda hidraulică.

Halele de cenușă sunt folosite pentru a depozita zgura și cenușa îndepărtate. Capacitatea depozitului de cenușă este proiectată să o umple timp de 15-20 de ani. Halele de cenușă sunt amplasate în râpe, zone joase și protejate de un terasament (baraj). La apărarea amestecului de cenușă și zgură alimentat în depozitul de cenușă, particulele de zgură și cenușă cad, iar apa limpezită curge în puțurile de recepție, de unde este alimentată în camera cazanului pt. reutilizare sau curățat și aruncat într-un corp de apă din apropiere. Pentru a evita prăfuirea, zona umplută a gropii de cenușă este acoperită cu pământ și pe ea se seamănă iarbă.

Acum, din cauza preocupării tot mai mari din lume cu privire la emisiile nocive de la centralele termice pe cărbune, se depun toate eforturile pentru a le crește eficiența și a îmbunătăți performanța de mediu a funcționării lor.

La sfârșitul secolului XX - începutul secolului XXI. în lume, au fost puse în funcțiune unități de putere TPP cu performanță de mediu îmbunătățită, eficiență. care se situează în intervalul 42-49% datorită utilizării celor mai noi tehnologii de înaltă temperatură pentru generarea de energie (Tabelul 4.1).

Tabelul 4.1 Exemple de aplicații tehnologii avansate generarea de energie în Europa, SUA, Japonia și China

		Puterea nominală a unității, MW	Presiunea aburului, MPa	temperatura aburului de lucru,	Temperatura aburului supraîncălzitorului RH1, °C	Temperatura aburului de supraîncălzire RH2,	Eficiență nominală, %
Olanda
Finlanda
Germania
Germania

După cum se poate observa din Tabelul 4.1, unitățile de putere cu reîncălzire unică cu abur supercritic și super-supercritic funcționează cu succes în Germania, Danemarca, Olanda, precum și în țările din Asia de Sud-Est.

Una dintre cele mai ecologice și productive centrale electrice pe cărbune din lume la începutul secolului al XXI-lea este termocentrala Hemweg din Țările de Jos, a cărei unitate de putere Hemweg 8 a atins capacitatea maximă de proiectare de 630 MW în mai. 1994.

Una dintre caracteristicile sale principale este utilizarea cazanului în regim de presiune supercritică pentru a obține o eficiență termică ridicată. (42%) și, ca urmare, prezența unor emisii scăzute de CO2. Pentru a asigura funcționarea optimă a centralei electrice,

în plus față de tehnologii progresive controlul muncii și al emisiilor aplicate sisteme complexe management și exploatare și anume: un sistem modern de control pentru optimizarea funcționării unității de putere; metode moderne de control și întreținere pentru a asigura o eficiență ridicată și funcționare a unității de putere; tratarea reziduurilor solide pentru utilizare ca material de construcție în construcția de clădiri și drumuri; tratarea efluentului lichid pentru a minimiza riscul de contaminare a solului sau a apei.

Din august 2002, unitatea de putere „K” cu o capacitate de 1000 MW s, parametri de abur viu de 27,4 MPa, 580 ° C, funcționează la TPP Niederaussem (Germania), caracteristică importantă care este utilizarea cărbunelui brun cu umiditate ridicată cu o putere calorică de 1890–2510 kcal/kg.

În Danemarca, unitățile de putere Skaerbaek 3 și Nordjyland 3 cu o capacitate de 411 MW cu dublă reîncălzire a aburului funcționează cu succes, datorită cărora a fost posibilă creșterea eficienței acestor unități. până la 49 și 47%.

Exploatarea centralelor electrice folosind cele mai noi tehnologii a arătat că este posibil să se obțină niveluri ridicate de ardere curată a cărbunelui, permițând reducerea (până la zero) emisiilor de CO2 și alte substanțe nocive în mediu, performanță ridicată a ciclului și performanță excelentă a centralelor termice.

Una dintre cele mai moderne centrale termice din lume care utilizează cărbune brun este în curs de construcție în orașul Grevenbroich / Neurat (Germania). Cele două unități electrice ale noii centrale termice, care sunt în curs de realizare, vor avea o capacitate de 1100 MW fiecare și un randament destul de ridicat pentru centralele pe cărbune. – 43%.

Anual, emisiile a 6 milioane de tone de dioxid de carbon (СО2) vor fi „economisite”, iar emisiile de dioxid de sulf, oxid de azot și praf vor fi reduse cu o treime. Acest nivel de eficiență va fi atins prin utilizarea de noi materiale structurale, filtre electrostatice și automatizarea completă a centralei, a cărei funcționare va fi controlată dintr-o cameră centrală de control. Centrala este programată provizoriu să fie conectată la rețea în 2014.

În prezent, inginerii energetici ai Europei unite continuă să lucreze la crearea unei unități de putere îmbunătățite, cu o temperatură a aburului viu de 700 ° C și a unui cazan pe cărbune pulverizat pentru această unitate (proiectul se numește AD 700 PF). Această lucrare a reunit toți producătorii de mașini de top, precum și cele mai mari companii energetice, organizații de cercetare și proiectare din Europa de Vest. Companii precum Alstom, Mitsui Babcock, Ansaldo, Enel, Deutsche Babcock, KEMA, EDF, precum și renumite companii metalurgice British Steel, Sandvik Steel”, „Special Metals”, etc. Se ia experiența unor companii de top în inginerie energetică. în considerare, care, la sfârșitul anilor 90 ai secolului al XX-lea, a fabricat cu eficiență mai multe unități puternice pe cărbune. în intervalul 42–45%.

În timp ce lucrează la proiectul AD 700 PF, dezvoltatorii Alstom pregătesc materiale pentru realizarea unei unități demonstrative de 400 MW cu un cazan turn având următorii parametri:

• abur de înaltă presiune: 991 t/h, 35,8 MPa, 702°C;
• reîncălzire abur: 782 t/h, 7,1 MPa, 720°C;
• temperatura apei de alimentare 330°C. Potrivit estimărilor preliminare, eficiența razra
• Unitatea electrică pe cărbune pulverizat din cadrul proiectului AD 700 PF va fi de 53–54%, ceea ce va face posibilă economisirea unei cantități mari de combustibil și reducerea semnificativă a emisiilor de poluanți toxici (NOx , SOx ), precum și
• gaze cu efect de seră (CO2).

1. Circuitul principal trebuie dezvoltat pe baza posibilității de ieșire a puterii fără restricții în modurile normal, reparație și urgență, pe baza curenților de scurtcircuit admisibili, menținând stabilitatea statică și dinamică.

2. La CPP-urile cu unități cu o capacitate de 300 MW sau mai mult, deteriorarea sau defecțiunea oricărui întrerupător, altul decât SHCB și CB din circuitul principal, nu trebuie să conducă la declanșarea mai multor unități. În caz de deteriorare a SHV sau SL, este permisă pierderea a cel mult două blocuri și două linii, dacă se menține stabilitatea sistemului de alimentare.

3. Deconectarea liniei de transmisie a energiei electrice a comunicațiilor intersistem ar trebui să fie efectuată cu cel mult două comutatoare, iar blocurile AT și TSN - cu cel mult trei.

4. Repararea întreruptorului ar trebui să fie posibilă fără a deconecta conexiunea.

5. Circuitele de comutație de înaltă tensiune ar trebui să prevadă posibilitatea împărțirii stației în două părți independente pentru a limita curenții de scurtcircuit. diviziunea trebuie să fie staționară sau automată (ASM).

6. Când sunt alimentate de la un tablou, două transformatoare de rezervă de pornire s.n. trebuie exclusă posibilitatea pierderii ambelor transformatoare în cazul deteriorării sau defectării oricărui întrerupător.

a) Diagrame bloc ale IES și CNE

1. Comutatoarele pe tensiunea generatorului, de regulă, sunt absente (monobloc)

Cerințe:

1. Puterea de ieșire și comunicarea cu sistemul de alimentare trebuie să fie efectuate la cel puțin două niveluri de înaltă tensiune, care diferă, de regulă, cu un pas 110/330; 220/500; 330/750; 500/1150.

2. Puterea GRES și capacitatea unității celei mai mari unități nu trebuie să depășească 10% din capacitate instalata sisteme de alimentare pentru a preveni un accident sistemic în cazul unui accident la centrala raionului de stat.

3. La un nivel de tensiune mai scăzut, ar trebui furnizată alimentarea cu energie pentru consumatorii locali și din apropiere (până la 25 - 30% din puterea totală).

4. La GRES ar trebui să se asigure o conexiune cu autotransformator între două tensiuni de comunicare cu sistemul de alimentare, numărul АТ este de cel puțin două într-o versiune trifazată sau una cu o versiune monofazată, dar cu o fază de rezervă .

5. Ar trebui dezvoltată o schemă de alimentare cu energie electrică SN extrem de fiabilă, care să prevadă ca centrala să fie transformată de la zero din sistemul de alimentare sau centrale termice nebloc sau centrale hidroelectrice.

Schema IES (6 x 800) MW

Circuite generatoare și transformatoare de putere

la CHPP pe blocuri de el. Artă. GRES

centrala electrica in condensare(CES), o centrală termică cu turbină cu abur, al cărei scop este producerea de energie electrică utilizând turbine cu condensare. La CPP se utilizează combustibil organic: combustibil solid, în principal cărbune de diferite grade în stare pulverizată, gaz, păcură etc. Căldura degajată în timpul arderii combustibilului este transferată în unitatea cazanului (generator de abur) în fluidul de lucru, de obicei apă. vapori. Se numesc centrale nucleare centrală nucleară (NPP) sau CNE în condensare (AKES). Energia termică a vaporilor de apă este transformată în energie mecanică în turbina cu condensare, iar aceasta din urmă este transformată în energie electrică într-un generator electric. Aburul evacuat în turbină este condensat, condensul de abur este pompat mai întâi de condens și apoi de pompele de alimentare în cazanul de abur (unitatea cazanului, generatorul de abur). Astfel, se creează o cale închisă abur-apă: un cazan de abur cu supraîncălzitor - conducte de abur de la cazan la turbină - turbină - condensator - pompe de condens și alimentare - conducte de alimentare cu apă - cazan de abur. Schema traseului abur-apă este schema tehnologică principală a unei centrale electrice cu turbină cu abur și se numește schema termică a IES.

Pentru a condensa aburul de evacuare, o cantitate mare de apă de răcire cu o temperatură de 10-20 °C(aproximativ 10 m 3 / sec pentru turbine cu o capacitate de 300 MW). CPP-urile sunt principala sursă de energie electrică în URSS și în majoritatea țărilor industriale ale lumii; IES din URSS reprezintă 2/3 din capacitatea totală a tuturor centralelor termice din țară. IES care funcționează în sisteme de alimentare Uniunea Sovietică, numit și GRES .

Primele IES echipate cu motoare cu abur au apărut în anii 1980. secolul al 19-lea La începutul secolului al XX-lea IES a început să se echipeze turbine cu abur. În 1913, în Rusia, capacitatea tuturor CPP-urilor era de 1,1 Gwt. Construcția IES-urilor mari (GRES) a început în conformitate cu planul GOELRO ; Kashirskaya GRES și Centrala electrică Shaturskaya lor. V. I. Lenin au fost primii născuți ai electrificării URSS. În 1972, capacitatea IES în URSS era deja de 95 Gwt. Creșterea energiei electrice la IES al URSS a fost de aproximativ 8 gwt pe an. A crescut și capacitatea unitară a IES și a unităților instalate pe acestea. Până în 1973, capacitatea celor mai mari IES-uri a ajuns la 2,4-2,5 Gwt. CPP-uri cu o capacitate de 4-5 gwt(Vezi tabelul). În 1967-68, primele turbine cu abur cu o capacitate de 500 și 800 MW A creat (1973) unități de turbină cu un singur arbore cu o capacitate de 1200 MWÎn străinătate, cele mai mari unități de turbină (cu doi arbori) cu o capacitate de 1300 MW instalat (1972-73) la Centrala Cumberland (SUA).

Principalele cerințe tehnice și economice pentru IES sunt fiabilitatea ridicată, manevrabilitatea și eficiența. Cerinţă fiabilitate ridicată iar manevrabilitatea se datorează faptului că energia electrică produsă de IES este consumată imediat, adică IES trebuie să producă atâta energie electrică cât este nevoie de consumatorii săi în acest moment.

Eficiența costurilor construcției și funcționării IES este determinată de investiții de capital specifice (110-150 de ruble per instalat kW), costul energiei electrice (0,2-0,7 kop/kw× h), indicator generalizant - costuri specifice estimate (0,5-1,0 kop/kw× h). Acești indicatori depind de capacitatea IES și a unităților sale, de tipul și costul combustibilului, de modurile de funcționare și de eficiența procesului de conversie a energiei, precum și de locația centralei electrice. Costurile combustibilului reprezintă de obicei mai mult de jumătate din costul energiei electrice produse. Prin urmare, IES este supusă, în special, cerințelor de eficiență termică ridicată, adică mici costuri unitare căldură și combustibil Eficiență ridicată.

Conversia energiei la CPP se realizează pe baza ciclului termodinamic Rankine, în care căldura este furnizată apei și vaporilor de apă din cazan și căldura este îndepărtată prin răcirea apei în condensatorul turbinei la o presiune constantă și funcționarea aburului. în turbină şi creşterea presiunii apei în pompe au loc la o presiune constantă. entropie.

Eficiența globală a unui IES modern este de 35-42% și este determinată de eficiența ciclului Rankine termodinamic îmbunătățit (0,5-0,55), randamentul relativ intern al turbinei (0,8-0,9), randamentul mecanic al turbinei ( 0,98-0,99), randamentul unui generator electric (0,98-0,99), randamentul conductelor de abur si apa (0,97-0,99), randamentul unui cazan (0,9-0,94).

Creșterea eficienței CPP se realizează în principal prin creșterea parametrilor inițiali (presiune și temperatură inițială) a vaporilor de apă, îmbunătățirea ciclului termodinamic și anume, utilizarea supraîncălzirii intermediare a aburului și încălzirea regenerativă a condensului și a apei de alimentare cu abur din extractii cu turbina. La IES, din motive tehnice și economice, presiunea inițială a aburului este subcritică 13-14, 16-17 sau supercritică 24- 25 MN/m2, temperatura inițială a aburului proaspăt, precum și după supraîncălzirea intermediară 540-570 °C. În URSS și în străinătate, au fost create instalații pilot cu parametri inițiali de abur de 30-35 MN/m2 la 600-650 °C. Supraîncălzirea intermediară a aburului este de obicei utilizată într-o singură etapă, la unele CPP străine de presiune supercritică - în două etape. Număr de extracții regenerative de abur 7-9, temperatura finală a încălzirii apei de alimentare 260-300 °C. Presiunea finală a aburului de evacuare în condensatorul turbinei 0,003-0,005 MN/m2.

O parte din energia electrică generată este consumată de echipamentele auxiliare ale IES (pompe, ventilatoare, mori de cărbune etc.). Consumul de energie electrică pentru nevoile proprii al unei CPP cu cărbune pulverizat este de până la 7%, motorină - până la 5%. Aceasta înseamnă că o parte - aproximativ jumătate din energia pentru nevoile proprii este cheltuită pentru acționarea pompelor de alimentare. La CPP-urile mari, se folosește o acționare cu turbină cu abur; in acelasi timp se reduce consumul de energie electrica pentru nevoi proprii. Se face o distincție între eficiența brută a IES (fără a lua în considerare cheltuielile pentru nevoi proprii) și eficiența netă a IES (luând în considerare cheltuielile pentru nevoi proprii). Indicatorii energetici care sunt echivalenti cu eficienta sunt si specifici (pe unitate de energie electrica) consumul de caldura si combustibil de referință cu putere calorică 29,3 Mj/kg (7000 kcal/kg), egal pentru IES 8.8 - 10,2 MJ/kW× h (2100 - 2450 kcal/kW× h) și 300-350 g/kw× h. Creșterea eficienței, economisirea combustibilului și reducerea componentei combustibilului a costurilor de exploatare sunt de obicei însoțite de o creștere a costului echipamentelor și o creștere a investițiilor de capital. Alegerea echipamentelor IES, a parametrilor aburului și apei, a temperaturii gazelor de ardere a unităților de cazan etc. se face pe baza unor calcule tehnice și economice care iau în considerare atât investițiile de capital, cât și costurile de exploatare (costuri estimate).

Echipamentele principale ale IES (unități de cazan și turbine) sunt amplasate în clădirea principală, cazanele și instalația de pulverizare (la IES, arderea, de exemplu, cărbunele sub formă de praf) - în camera cazanelor, unități cu turbine și echipamentele lor auxiliare - în camera motoarelor centrale electrice. La IES este instalat în principal un cazan pe turbină. Se formează un cazan cu o turbină și echipamentele auxiliare ale acestora parte separată- centrala monobloc. Pentru turbine cu o capacitate de 150-1200 MW sunt necesare cazane cu o capacitate de 500-3600, respectiv m/h pereche. Anterior, la centrala raionului de stat erau folosite două cazane per turbină, adică blocuri duble (vezi Fig. Centrală termică bloc ). La IES fără reîncălzire a aburului cu turbine cu o capacitate de 100 MWși mai puțin în URSS s-a folosit o schemă centralizată non-bloc, în care aburul de la 113 cazane este deviat către o linie comună de abur, iar din acesta este distribuit între turbine. Dimensiunile clădirii principale sunt determinate de echipamentul amplasat în ea și sunt pe unitate, în funcție de puterea acesteia, în lungime de la 30 la 100. m,în lățime de la 70 la 100 m.Înălțimea camerei mașinilor este de aproximativ 30 m, camera cazanelor - 50 mși altele. Eficiența costurilor amenajării clădirii principale este estimată aproximativ prin capacitatea cubică specifică, egală cu aproximativ 0,7-0,8 la centrala electrică pe cărbune pulverizat. m 3 / kW, iar pe motorină - aproximativ 0,6-0,7 m 3 / kW. O parte din echipamentele auxiliare ale camerei cazanelor (aspiratoare de fum, suflante, colectoare de cenusa, cicloane de praf si separatoare de praf ale sistemului de preparare a prafului) se instaleaza in exteriorul cladirii, in aer liber.

Într-un climat cald (de exemplu, în Caucaz, în Asia Centrala, în sudul SUA etc.), în absența unor precipitații semnificative, furtuni de praf etc., la CPP-uri, în special la centralele de motorină, se folosește o dispunere deschisă a echipamentelor. În același timp, deasupra cazanelor sunt amenajate șoproaie, turbinele sunt protejate cu adăposturi luminoase; Echipamentele auxiliare ale instalației de turbine sunt amplasate într-o cameră de condensare închisă. Capacitatea cubică specifică a clădirii principale a IES cu aspect deschis este redusă la 0,2-0,3 m 3 / kW, ceea ce reduce costul construcției IES. Macarale rulante și alte mecanisme de ridicare pentru instalare și reparare sunt instalate în incinta centralei electrice echipamente de putere.

IES sunt construite direct la sursele de alimentare cu apă (râu, lac, mare); Adesea, lângă IES este creat un iaz-rezervor. Pe teritoriul IES, pe lângă clădirea principală, există dotări și dispozitive pentru alimentarea tehnică cu apă și tratarea chimică a apei, instalații de combustibil, transformatoare electrice, aparate de comutare, laboratoare și ateliere, depozite de materiale, spații de birouri pentru personalul care deservește IES. . Combustibilul este de obicei furnizat pe teritoriul IES cu trenul. compozitii. Cenușa și zgura din camera de ardere și colectoarele de cenușă sunt îndepărtate hidraulic. Pe teritoriul IES se instalează linii de cale ferată. e. căi și autostrăzi, construiți concluzii linii de înaltă tensiune, Teren de inginerie și comunicații subterane. Suprafața teritoriului ocupată de instalațiile IES este, în funcție de capacitatea centralei, tipul de combustibil și alte condiții, 25-70 Ha.

Centralele mari pe cărbune pulverizat din URSS sunt deservite de personal la rata de 1 persoană. pentru fiecare 3 MW capacitate (aproximativ 1000 de persoane la IES cu o capacitate de 3000 MW); in plus, este nevoie de personal de intretinere.

Puterea dată de IES este limitată de resursele de apă și combustibil, precum și de cerințele de protecție a naturii: asigurarea curățeniei normale a bazinelor de aer și apă. Eliberarea particulelor solide în aer cu produsele de ardere a combustibilului în zona IES este limitată de instalarea unor colectoare avansate de cenușă (filtre electrice cu o eficiență de aproximativ 99%). Impuritățile rămase, oxizi de sulf și azot, sunt dispersate prin construcția de coșuri înalte pentru a îndepărta impuritățile dăunătoare în straturile superioare ale atmosferei. Coșuri de fum până la 300 mși mai multe sunt construite din beton armat sau cu 3-4 arbori metalici în interiorul unei carcase de beton armat sau a unui cadru metalic comun.

Gestionarea a numeroase echipamente diverse IES este posibilă numai pe baza unei automatizări complexe a proceselor de producție. Turbinele moderne cu condensare sunt complet automatizate. În unitatea cazanului este automatizat controlul proceselor de ardere a combustibilului, alimentarea centralei cu apă, menținerea temperaturii aburului supraîncălzit etc.. Se realizează automatizarea complexă a altor procese IES, inclusiv menținerea moduri de operare specificate, pornirea și oprirea unităților și protejarea echipamentelor în timpul modurilor anormale și de urgență. În acest scop, computerele electronice de control digitale, mai rar analogice sunt utilizate în sistemul de control la CPP-urile mari din URSS și din străinătate.

Cele mai mari centrale electrice în condensare din lume

Denumirea centralei electrice	Anul lansării	Energie electrică gwt
			complet (design)
Pridneprovskaya (URSS)
Zmievskaya (URSS)
Burshtynskaya (URSS)
Konakovskaya (URSS)
Krivorozhskaya nr. 2 (URSS)
Novocherkassk (URSS)
Zainskaya (URSS)
Karmanovskaya (URSS)
Kostroma (URSS)
Zaporojie (URSS)
Syrdarya (URSS)
Paradis (SUA)
Cumberland (SUA)
Ferrybridge C (Marea Britanie)
Drex (Marea Britanie)
Le Havre (Franța)
Porcheville B (Franța)
Frimmeredorf-P (Germania)
Spezia (Italia)

Lit.: Geltman A. E., Budnyatsky D. M., Apatovsky L. E., Centrale electrice cu condensare în bloc de mare putere, M.-L., 1964; Ryzhkin V. Ya., Centrale termice, M.-L., 1967; Schroeder K., Centrale termice de mare putere, per. din germană, vol. 1-3, M.-L., 1960-64: Skrottsky B.-G., Vopat V.-A., Tehnica şi economia centralelor termice, trad. din engleză, M.-L., 1963.

Marea Enciclopedie Sovietică M.: „Enciclopedia Sovietică”, 1969-1978

GRES este o centrală electrică raională de stat. Abrevierea a apărut în zilele URSS. Se știe că la acea vreme toate centralele aparțineau statului. Iar faptul că abrevierea este descifrată în așa fel încât cuvântul „district” să fie prezent în ea se explică prin faptul că stațiile au fost construite pentru a acoperi sarcinile electrice ale regiunilor.

Cum funcționează o centrală electrică?

Instalatia electrica de tipul prezentat functioneaza atat pe ciclu combinat cat si pe ciclu cu abur. Totul depinde de tipul de blocuri care sunt instalate pe el.

In cazul in care centrala efectueaza lucrari pe ciclul de abur, aceasta trebuie sa aiba turbine de condensare de tip K. Combustibilul din această opțiune este gaz sau cărbune. Se poate folosi și păcură, dar din cauza costului ridicat este nepractic.

O serie de ramuri termice din Rusia funcționează pe ciclu combinat. În acest caz, la stație sunt instalate centrale cu ciclu combinat. În același timp, unitățile de putere au o turbină cu gaz care funcționează în detrimentul produselor de ardere (în principal gaz natural). Apoi, în funcție de ciclu, este amplasat un cazan special, care îndeplinește funcția de unitate de recuperare a căldurii, precum și de turbină cu abur. Această metodă de funcționare a stației este cea mai eficientă și mai economică. Turbinele cu gaz pentru stații sunt produse atât de producători interni, cât și străini.

In ciuda faptului ca Decodificare abreviere GRES - aceasta este o centrală electrică, este adesea folosită pentru a genera căldură. La rândul său, căldura este folosită pentru a încălzi satele situate în apropiere.

Principalele caracteristici ale centralei electrice

Abrevierea GRES seamănă cu astfel de abrevieri precum HPP și TPP. Acestea sunt toate stații, dar funcționează diferit. Centrala se deosebește de alte instalații prin aceea că are ca scop producerea de energie electrică prin intermediul turbinelor de condensare. Anterior, despre obiect se vorbea despre o stație raională. Acum, când folosim abrevierea, ne referim la centrala electrica in condensare, care poate avea putere mare și poate funcționa cu alte instalații de producere a energiei electrice. Volumul produsului produs in acest caz depinde de calitatea combustibilului folosit si de cantitatea acestuia. Iar în comparație cu o centrală hidroelectrică, o centrală electrică este capabilă să producă același volum de produse pe tot parcursul anului, rămânând funcțională chiar și în înghețuri severe.

Cele mai faimoase centrale electrice din Rusia

Deci, decodare GRES, sperăm că înțelegeți. Acum trebuie să vă dați seama pentru ce obiecte sunt de mare importanță diverse zone. De regulă, instalațiile cu putere mare sunt instalate în locurile de extragere a combustibilului. Mai mult, cu cât stația este mai mare, cu atât este capabilă să transmită energie electrică pe distanțe mai mari.

Construcția de stații de capacitate mai mică este axată pe utilizarea combustibililor locali pentru acestea. Sunt situate în principal în apropierea orașelor și sunt destinate consumatorului final. Obiectele care funcționează cu combustibil bogat în calorii sunt, de asemenea, orientate spre consumator. Stațiile care funcționează cu păcură sunt situate în apropierea rafinăriilor de petrol.

Cele mai cunoscute centrale electrice din Rusia sunt:

• Surgutskaya GRES este cea mai mare unitate de producere a energiei electrice, cu o capacitate de 5597 MW. Această capacitate este suficientă pentru a furniza energie electrică la 5 milioane de case rusești;
• Sakhalinskaya GRES este o centrală termică situată în regiunea Sahalin, lângă satul Lermontovka. Instalația furnizează energie electrică în partea de sud și centrală a insulei. Sahalin;
• GRES Simferopol este o unitate situată în apropiere de Simferopol. Furnizează energie electrică în împrejurimile orașului;
• GRES Myski sau Tom-Usinskaya - o mare facilitate de stat în sud Vestul Siberiei. În total, conține 9 blocuri, a căror masă totală este de 1272 MW. Fabrica face parte din SUEK și face parte din TGC-12. Scopul său principal este de a acoperi încărcăturile sistemului energetic al lui Kuzbass;
• Permskaya GRES este o centrală termică situată pe teritoriul Perm. Este situat la 7 km. de Perm si la 5 km. din Dobryanka. Instalația este o sursă de energie electrică pentru diferite grupuri de consumatori: nodul industrial Verkhnekamsky (angajat în prelucrarea și extracția lemnului, chimie și petrochimie, minerit, metalurgie), centrul industrial al teritoriului Perm (angajat în construcția de mașini, extracția petrolului). și prelucrare, petrochimie;
• Kostroma GRES - situat în Volgorechensk, parte a Inter RAO. Puterea este de 3600 MW. Al treilea coș al instalației are o înălțime de 320 de metri. Este recunoscut ca fiind unul dintre cele mai înalte din Federația Rusă;
• Novocherkasskaya GRES este o stație din microdistrictul orașului Novocherkassk. Furnizează energie electrică regiunii Rostov, face parte din PJSC OGK-2. Capacitatea este de 2112 MW, combustibilul pentru instalație este cărbune și gaz natural, uneori se folosește păcură. Obiectul prezentat este singurul care lucrează la deșeurile care rămân după exploatarea cărbunelui. Înălțimea a 3 conducte ale stației ajunge la 250 m fiecare, o conductă este de 185 metri;
• Troitskaya GRES - situat în Troitsk, regiunea Chelyabinsk. Face parte din OGK-2. Puterea este de 2059 MW. Prima punere în funcțiune a obiectului a fost efectuată în 1960. Apoi, noi unități ale instalației au fost finalizate în mod repetat. Blocurile al patrulea, al cincilea și al șaptelea ale stației au filtre de mediu concepute pentru a le curăța de praf și gaz. Uleiul este folosit drept combustibil. În total, obiectul consumă energie electrică în valoare de 7,1% din totalul producției;
• Kharanorskaya GRES este una dintre facilitățile majore. Situat pe râu Onon, în satul Yasnogorsk, care oferă căldură. În viitor, poate deveni o sursă de căldură pentru așezarea Yasnaya;
• Kashirskaya GRES - poate fi descifrat ca stația numită după Krzhizhanovsky. Situat în Kashira, regiunea Moscova. A fost ridicat sub V.I. Lenin.

Există și alte centrale electrice, noi le-am prezentat doar pe cele mai elementare. Toate IES-urile produc energie electrică și au un principiu similar de funcționare. Sunt un complex complex de clădiri, echipamente electrice, fitinguri și țevi, diverse sisteme automate. Impactul asupra hidrosferei, litosferei și atmosferei unor astfel de obiecte este nefavorabil, dar se iau măsuri pentru ca instalațiile să fie mai prietenoase cu mediul.