hjem Kreditt Den eldste TPP i USSR. Varmekraftverk

Den eldste TPP i USSR. Varmekraftverk

Energi skjult i fossilt brensel - kull, olje eller naturgass, kan ikke umiddelbart fås i form av elektrisitet. Drivstoffet brennes først. Den frigjorte varmen varmer opp vannet og gjør det om til damp. Dampen roterer turbinen, og turbinen roterer rotoren til generatoren, som genererer, dvs. produserer, elektrisk strøm.

Hele denne komplekse flertrinnsprosessen kan observeres ved et termisk kraftverk (TPP) utstyrt med kraftmaskiner som konverterer energien som er skjult i fossilt brensel (oljeskifer, kull, olje og dens produkter, naturgass) til elektrisk energi. Hoveddelene av TPP er et kjeleanlegg, en dampturbin og en elektrisk generator.

Kjeleanlegg - et sett med enheter for å produsere vanndamp under trykk. Den består av en ovn der organisk brensel brennes, et ovnsrom der forbrenningsprodukter passerer inn i skorstein, og en dampkjele der vann koker. Den delen av kjelen som kommer i kontakt med flammen under oppvarming kalles varmeflaten.

Det er 3 typer kjeler: røykfyrte, vannrør og engangskjeler. En serie rør er plassert inne i de brannbrennende kjelene, gjennom hvilke forbrenningsproduktene passerer inn i skorsteinen. Tallrike røykrør har en enorm varmeoverflate, som et resultat av at de utnytter energien til drivstoffet godt. Vannet i disse kjelene er plassert mellom brannrørene.

I vannrørkjeler er det motsatt: vann slippes gjennom rørene, og varme gasser er mellom rørene. Hoveddelene av kjelen er ovn, kjelerør, dampkjel og overheter. I de kokende rørene foregår fordampningsprosessen. Dampen som dannes i dem kommer inn i dampkjelen, hvor den samles i den øvre delen, over kokende vann. Fra dampkjelen går dampen til overheteren hvor den i tillegg varmes opp. Drivstoff kastes inn i denne kjelen gjennom døren, og luften som er nødvendig for å brenne drivstoffet, tilføres gjennom en annen dør til viften. Varme gasser stiger opp og, bøyes rundt skilleveggene, passerer banen som er angitt i diagrammet for denne artikkelen (se fig.).

I engangskjeler varmes vann opp i lange serpentinrør.

Vann pumpes inn i disse rørene. Når den passerer gjennom spolen, fordamper den fullstendig, og den resulterende dampen overopphetes til ønsket temperatur og forlater deretter spolene.

Kjelanlegg som opererer med gjenoppvarming av damp er integrert del installasjon, kalt kraftenheten "kjele - turbin".

For i fremtiden for eksempel å bruke kull fra Kansk-Achinsk-bassenget, skal det bygges store termiske kraftverk med en kapasitet på opptil 6400 MW med kraftenheter på 800 MW hver, hvor kjeleanlegg skal produsere 2650 tonn damp pr. time med en temperatur på opptil 565 ° C og et trykk på 25 MPa.

Kjeleanlegg produserer damp høytrykk som går til damp turbin- hovedmotoren til et termisk kraftverk. I turbinen utvider dampen seg, trykket faller og den latente energien omdannes til mekanisk energi. Dampturbinen driver rotoren til en generator som genererer elektrisitet.

I store byer bygges det oftest termiske kraftverk (CHP), og i områder med billig drivstoff - kondenskraftverk (CPP).

CHP er et termisk kraftverk som produserer ikke bare elektrisk energi, men også varme i form av varmt vann og damp. Dampen som forlater dampturbinen inneholder fortsatt mye termisk energi. Ved CHPP brukes denne varmen på to måter: enten sendes dampen etter turbinen til forbrukeren og går ikke tilbake til stasjonen, eller den overfører varme i varmeveksleren til vann, som sendes til forbrukeren, og damp returneres tilbake til systemet. Derfor har CHP en høy effektivitet, og når 50-60%.

Skille CHP-oppvarming og industrityper. Varmekraftvarmeverk varmer opp boliger og offentlige bygg og forsyner dem med varmt vann, industri - levere varme til industribedrifter. Overføringen av damp fra CHP utføres over avstander på opptil flere kilometer, og overføring av varmt vann - opptil 30 kilometer eller mer. Som et resultat bygges termiske kraftverk i nærheten av store byer.

En enorm mengde termisk energi blir rettet til fjernvarme eller sentralisert oppvarming av våre leiligheter, skoler og institusjoner. Før oktoberrevolusjonen var det ingen fjernvarme til hus. Hus ble varmet opp av ovner, hvor det ble brent mye ved og kull. Oppvarming i landet vårt begynte i de første årene av sovjetisk makt, da de i henhold til GOELRO-planen (1920) begynte å bygge store termiske kraftverk.

Bak i fjor Utviklingen av fjernvarme i USSR går spesielt raskt. Den totale kapasiteten til CHP tidlig på 1980-tallet. over 50 millioner kW.

Men hoveddelen av elektrisiteten som genereres av termiske kraftverk kommer fra kondenskraftverk (CPP). Vi kaller dem ofte statsdistrikt kraftstasjoner(GRES). I motsetning til termiske kraftverk, hvor varmen fra dampen som tømmes ut i turbinen brukes til å varme opp bolig- og industribygg, ved CPP-er, omdannes dampen som brukes i motorer (dampmotorer, turbiner) av kondensatorer til vann (kondensat), som er sendt tilbake til kjelene for gjenbruk. IES bygges direkte ved vannforsyningskilder: nær en innsjø, elv, hav. Varmen som fjernes fra kraftverket med kjølevann går uopprettelig tapt. Effektiviteten til IES overstiger ikke 35-42%.

I henhold til en streng tidsplan leveres vogner med finknust kull til den høye overgangen dag og natt. En spesiell losser velter vognene, og drivstoffet helles i bunkeren. Mills maler det forsiktig til et drivstoffpulver, og sammen med luft flyr det inn i ovnen til en dampkjele. Flammetunger dekker tett buntene av rør der vannet koker. Vanndamp dannes. Gjennom rør - damprørledninger - ledes damp til turbinen og treffer turbinrotorbladene gjennom dyser. Etter å ha gitt energi til rotoren, går eksosdampen til kondensatoren, avkjøles og blir til vann. Pumper mater den tilbake til kjelen. Og energien fortsetter sin bevegelse fra turbinrotoren til generatorrotoren. I generatoren finner den endelige transformasjonen sted: den blir til elektrisitet. Dette er slutten av IES energikjeden.

I motsetning til vannkraftverk, kan termiske kraftverk bygges hvor som helst, og dermed bringe elektrisitetskildene nærmere forbrukeren og ordne termiske kraftverk jevnt over territoriet til de økonomiske regionene i landet. Fordelen med termiske kraftverk er at de opererer på nesten alle typer fossilt brensel - kull, skifer, flytende brensel, naturgass.

De største kondenserende termiske kraftverkene i USSR inkluderer Reftinskaya ( Sverdlovsk-regionen), Zaporozhye, Kostroma, Uglegorsk (Donetsk-regionen). Kapasiteten til hver av dem overstiger 3000 MW.

Landet vårt er en pioner innen bygging av termiske kraftverk, hvis energi leveres av en atomreaktor (se Kjernekraftverk, Kjernekraftteknikk).

Definisjon

kjøletårn

Kjennetegn

Klassifisering

Kombinert varme- og kraftverk

Enhet mini-CHP

Formål med mini-CHP

Bruk av varme fra mini-CHP

Drivstoff for mini-CHP

Mini-CHP og økologi

Gassturbinmotor

Kombinert anlegg

Driftsprinsipp

Fordeler

Spredning

kondenskraftverk

Historie

Prinsipp for operasjon

Hovedsystemer

Påvirkning kl miljø

Nåværende tilstand

Verkhnetagilskaya GRES

Kashirskaya GRES

Pskovskaya GRES

Stavropolskaya GRES

Smolenskaya GRES

Termisk kraftverk er(eller termisk kraftverk) - et kraftverk som genererer elektrisk energi ved å konvertere den kjemiske energien til drivstoff til mekanisk rotasjonsenergi av akselen til en elektrisk generator.

Hovednodene til det termiske kraftverket er:

Motorer - kraftenheter varmekraftverk

Elektriske generatorer

Varmevekslere TPP - termiske kraftverk

Kjøletårn.

kjøletårn

Kjøletårn (tysk: gradieren - for å tykne saltlake; opprinnelig ble kjøletårn brukt til å trekke ut salt ved fordampning) - en enhet for å kjøle ned store mengder vann med en rettet strøm av atmosfærisk luft. Noen ganger kalles kjøletårn også for kjøletårn.

For tiden brukes kjøletårn hovedsakelig i sirkulerende vannforsyningssystemer for kjøling av varmevekslere (som regel ved termiske kraftverk, termiske kraftverk). I sivilingeniør brukes kjøletårn i klimaanlegg, for eksempel for kjøling av kondensatorer til kjøleenheter, kjøling av nødstrømgeneratorer. I industrien brukes kjøletårn til kjøling av kjølemaskiner, plaststøpemaskiner og til kjemisk rensing av stoffer.

Avkjøling skjer på grunn av fordampning av en del av vannet når det renner ned i en tynn film eller faller langs en spesiell sprinkler, langs hvilken en luftstrøm tilføres i motsatt retning av vannbevegelsen. Når 1 % av vannet fordamper, synker temperaturen på det gjenværende vannet med 5,48 °C.

Som regel brukes kjøletårn der det ikke er mulig å bruke store reservoarer til kjøling (sjøer, hav). I tillegg er denne kjølemetoden mer miljøvennlig.

Et enkelt og billig alternativ til kjøletårn er plaskedammer, hvor vann kjøles ned ved enkel spruting.

Kjennetegn

Hovedparameteren til kjøletårnet er verdien av vanningstettheten - den spesifikke verdien av vannforbruket per 1 m² vanningsareal.

Hoveddesignparametrene til kjøletårnene bestemmes av en teknisk og økonomisk beregning avhengig av volumet og temperaturen til det avkjølte vannet og de atmosfæriske parametrene (temperatur, fuktighet, etc.) på installasjonsstedet.

Bruk av kjøletårn om vinteren, spesielt i tøft klima, kan være farlig på grunn av muligheten for frysing av kjøletårnet. Dette skjer oftest på stedet der frostluft kommer i kontakt med en liten mengde varmt vann. For å forhindre frysing av kjøletårnet og følgelig svikt, er det nødvendig å sikre jevn fordeling av det avkjølte vannet over overflaten av sprinkleren og overvåke den samme tettheten av vanning i separate deler av kjøletårnet. Blåsere blir også ofte utsatt for ising på grunn av feil bruk av kjøletårnet.

Klassifisering

Avhengig av typen sprinkler, er kjøletårnene:

film;

dryppe;

sprøyte;

Lufttilførselsmetode:

vifte (skyvekraft opprettes av en vifte);

tårn (trekkraft opprettes ved hjelp av et høyt eksostårn);

åpen (atmosfærisk), ved hjelp av vindens kraft og naturlig konveksjon når luft beveger seg gjennom sprinkleren.

Viftekjøletårn er de mest effektive fra et teknisk synspunkt, da de gir dypere og bedre kjøling av vann, tåler store spesifikke termiske belastninger (de krever imidlertid kostnader elektrisk energi for å drive viftene).

Typer

Kjel-turbin kraftverk

Kondenskraftverk (GRES)

Kombinerte varme- og kraftverk (kraftvarmeverk, termiske kraftverk)

Gassturbinkraftverk

Kraftverk basert på kombianlegg

Kraftverk basert på stempelmotorer

Kompresjonstenning (diesel)

Med gnisttenning

kombinert syklus

Kombinert varme- og kraftverk

Et kombinert varme- og kraftverk (CHP) er en type termisk kraftverk som produserer ikke bare elektrisitet, men som også er en kilde til termisk energi i sentraliserte systemer varmeforsyning (i form av damp og varmt vann, inkludert for å gi varmtvannsforsyning og oppvarming av bolig- og industrianlegg). Som regel må et kraftvarmeverk operere i henhold til en oppvarmingsplan, det vil si at genereringen av elektrisk energi avhenger av genereringen av termisk energi.

Ved plassering av en CHP tas det hensyn til varmeforbrukernes nærhet i form av varmtvann og damp.

Mini CHP

Mini-CHP er et lite kraftvarmeverk.

Enhet mini-CHP

Mini-CHP er termiske kraftverk som tjener til felles produksjon av elektrisk og termisk energi i enheter med en enhetskapasitet på opptil 25 MW, uavhengig av utstyrstype. For tiden er følgende installasjoner mye brukt i utenlandsk og innenlandsk termisk kraftteknikk: mottrykksdampturbiner, kondenserende dampturbiner med damputvinning, gassturbinanlegg med vann- eller dampgjenvinning av varmeenergi, gassstempel, gass-diesel og diesel enheter med varmegjenvinning ulike systemer disse enhetene. Begrepet kraftvarmeanlegg brukes som et synonym for begrepene mini-CHP og CHP, men det er bredere i betydningen, da det involverer felles produksjon (sam- felles, generasjon - produksjon) av ulike produkter, som kan være både elektriske og termisk energi, og og andre produkter, slik som termisk energi og karbondioksid, elektrisk energi og kulde osv. Faktisk er begrepet trigenerering, som innebærer produksjon av elektrisitet, varme og kulde, også et spesielt tilfelle av kraftvarme. Et særtrekk ved mini-CHP er den mer økonomiske bruken av drivstoff for de produserte energitypene sammenlignet med de generelt aksepterte separate produksjonsmetodene. Dette skyldes det faktum at elektrisitet i nasjonal målestokk produseres det hovedsakelig i kondenseringssyklusene til termiske kraftverk og kjernekraftverk, som har en elektrisk virkningsgrad på 30-35 % i fravær av termisk erverver. Faktisk er denne tilstanden bestemt av det rådende forholdet mellom elektriske og termiske belastninger oppgjør, deres forskjellige natur av endring i løpet av året, samt manglende evne til å overføre Termisk energi over lange avstander i motsetning til elektrisk energi.

Mini-CHP-modulen inkluderer en stempel-, gassturbin- eller dieselmotor, en generator elektrisitet, en varmeveksler for å gjenvinne varme fra vann mens motoren, oljen og eksosgassene kjøles ned. En varmtvannskjele legges vanligvis til en mini-CHP for å kompensere for varmebelastningen på topptider.

Formål med mini-CHP

Hovedformålet med en mini-CHP er å generere elektrisk og termisk energi fra forskjellige typer brensel.

Konseptet med å bygge en mini-CHP i umiddelbar nærhet til erverver har en rekke fordeler (sammenlignet med store kraftvarmeverk):

unngår utgifter om konstruksjonsfordelene ved stående og farlige høyspentledninger (TL);

tap under kraftoverføring er ekskludert;

eliminerer behovet for økonomiske kostnader for gjennomføringen spesifikasjoner for å koble til nettverk

sentralisert strømforsyning;

uavbrutt tilførsel av strøm til kjøperen;

strømforsyning med høykvalitets elektrisitet, samsvar med de spesifiserte verdiene for spenning og frekvens;

muligens tjene penger.

PÅ moderne verden bygging av mini-CHP får fart, fordelene er åpenbare.

Bruk av varme fra mini-CHP

En betydelig del av energien til drivstoffforbrenning i produksjonen av elektrisitet er termisk energi.

Det er alternativer for å bruke varme:

direkte bruk av termisk energi av sluttforbrukere (kraftvarme);

varmtvannsforsyning (DHW), oppvarming, teknologiske behov (damp);

delvis konvertering av termisk energi til kald energi (trigenerering);

kulde produseres av en absorpsjonskjølemaskin som ikke bruker elektrisk, men termisk energi, noe som gjør det mulig å bruke varme ganske effektivt om sommeren til klimaanlegg eller for teknologiske behov;

Drivstoff for mini-CHP

Typer drivstoff som brukes

gass: hoved, Naturgass flytende og andre brennbare gasser;

flytende drivstoff: diesel, biodiesel og andre brennbare væsker;

fast brensel: kull, tre, torv og andre typer biodrivstoff.

Det mest effektive og rimelige drivstoffet i Den russiske føderasjonen er ryggraden Naturgass, samt tilhørende gass.

Mini-CHP og økologi

Bruken til praktiske formål av spillvarmen fra kraftverksmotorer er særpreg mini-CHP og kalles kraftvarme (kraftvarme).

Den kombinerte produksjonen av to energityper ved en minikraftvarmeverk bidrar til en mye mer miljøvennlig bruk av brensel sammenlignet med separat produksjon av elektrisitet og termisk energi ved kjeleanlegg.

Ved å erstatte kjelehus som bruker drivstoff irrasjonelt og forurenser atmosfæren i byer og tettsteder, bidrar mini-CHP ikke bare til betydelige drivstoffbesparelser, men også til en økning i renheten til luftbassenget og en forbedring i den generelle økologiske tilstanden.

Energikilden for gassstempel og gassturbin mini-CHPs, som regel. Naturlig eller assosiert gass organisk brensel som ikke forurenser atmosfæren med faste utslipp

Gassturbinmotor

En gassturbinmotor (GTE, TRD) er en varmemotor der gassen komprimeres og varmes opp, og deretter omdannes energien til den komprimerte og oppvarmede gassen til mekanisk energi. arbeid på skaftet gassturbin. I motsetning til en stempelmotor, i en gassturbinmotor prosesser oppstår i en bevegelig gasstrøm.

Komprimert atmosfærisk luft fra kompressoren kommer inn i forbrenningskammeret, drivstoff tilføres også der, som ved forbrenning danner en stor mengde forbrenningsprodukter under høyt trykk. Deretter, i gassturbinen, omdannes energien til de gassformige forbrenningsproduktene til mekanisk energi. arbeid på grunn av rotasjonen av bladene av en gassstråle, hvorav en del brukes på å komprimere luften i kompressoren. Resten av arbeidet overføres til den drevne enheten. Arbeidet som forbrukes av denne enheten er det nyttige arbeidet til gassturbinmotoren. Gassturbinmotorer har den høyeste spesifikke effekten blant forbrenningsmotorer, opptil 6 kW/kg.

Den enkleste gassturbinmotoren har bare én turbin, som driver kompressoren og samtidig er en kilde til nyttig kraft. Dette pålegger en begrensning på driftsmodusene til motoren.

Noen ganger er motoren flerakslet. I dette tilfellet er det flere turbiner i serie, som hver driver sin egen aksel. Høytrykksturbinen (den første etter forbrenningskammeret) driver alltid motorkompressoren, og de påfølgende kan drive både en ekstern last (helikopter- eller skipspropeller, kraftige elektriske generatorer, etc.) og ekstra motorkompressorer plassert foran av den viktigste.

Fordelen med en flerakselmotor er at hver turbin opererer med optimal hastighet og belastning. Fordel En last drevet fra akselen til en enakslet motor vil ha svært dårlig motorrespons, det vil si evnen til å snurre raskt opp, siden turbinen trenger å levere strøm både for å gi motoren en stor mengde luft (kraft er begrenset av luftmengden) og for å akselerere belastningen. Med en to-aksel-ordning kommer en lett høytrykksrotor raskt inn i regimet, og gir motoren luft og lavtrykksturbinen med en stor mengde gasser for akselerasjon. Det er også mulig å bruke en mindre kraftig starter for akselerasjon når man kun starter høytrykksrotoren.

Kombinert anlegg

Kombinert anlegg - en elektrisk kraftproduksjonsstasjon som tjener til å produsere varme og elektrisitet. Skiller seg fra steam og gassturbinanleggøkt effektivitet.

Driftsprinsipp

Kombianlegg består av to separate enheter: dampkraft og gassturbin. I et gassturbinanlegg roteres turbinen av de gassformige produktene fra drivstoffforbrenning. Drivstoffet kan enten være naturgass eller petroleumsprodukter. industri (fyringsolje, solarium). På samme aksel med turbinen er den første generatoren, som på grunn av rotorens rotasjon genererer en elektrisk strøm. Når de passerer gjennom gassturbinen, gir forbrenningsproduktene den bare en del av energien og har fortsatt høy temperatur ved utløpet av gassturbinen. Fra utløpet av gassturbinen går forbrenningsproduktene inn i dampkraftverket, inn i spillvarmekjelen, hvor de varmer opp vann og den resulterende dampen. Temperaturen på forbrenningsproduktene er tilstrekkelig til å bringe dampen til den tilstanden som kreves for bruk i en dampturbin (en røykgasstemperatur på ca. 500 grader Celsius gjør det mulig å oppnå overopphetet damp ved et trykk på ca. 100 atmosfærer). Dampturbinen driver en andre elektrisk generator.

Fordeler

Kombianlegg har en elektrisk virkningsgrad på ca. 51-58 %, mens den for separat drift av dampkraft- eller gassturbinanlegg svinger rundt 35-38 %. Dette reduserer ikke bare drivstofforbruket, men reduserer også klimagassutslippene.

Siden kombianlegget henter varme fra forbrenningsproduktene mer effektivt, er det mulig å brenne drivstoff med mer høye temperaturer, som et resultat er nivået av nitrogenoksidutslipp til atmosfæren lavere enn for andre typer planter.

Relativt lave produksjonskostnader.

Spredning

Til tross for at fordelene med damp-gass-syklusen først ble bevist tilbake på 1950-tallet av den sovjetiske akademikeren Khristianovich, mottok ikke denne typen kraftgenererende installasjoner Den russiske føderasjonen bred applikasjon. Flere eksperimentelle CCGT-er ble bygget i USSR. Et eksempel er kraftenhetene med en kapasitet på 170 MW ved Nevinnomysskaya GRES og med en kapasitet på 250 MW ved Moldavskaya GRES. De siste årene i Den russiske føderasjonen en rekke kraftige damp-gass kraftaggregater ble satt i drift. Blant dem:

2 kraftenheter med en kapasitet på 450 MW hver ved Severo-Zapadnaya CHPP i St. Petersburg;

1 kraftenhet med en kapasitet på 450 MW ved Kaliningrad CHPP-2;

1 CCGT-enhet med en kapasitet på 220 MW ved Tyumen CHPP-1;

2 CCGT-er med en kapasitet på 450 MW ved CHPP-27 og 1 CCGT ved CHPP-21 i Moskva;

1 CCGT-enhet med en kapasitet på 325 MW ved Ivanovskaya GRES;

2 kraftenheter med en kapasitet på 39 MW hver ved Sochinskaya TPP

Fra september 2008 er flere CCGT-er i forskjellige stadier av design eller konstruksjon i Den russiske føderasjonen.

I Europa og USA opererer tilsvarende installasjoner ved de fleste termiske kraftverk.

kondenskraftverk

Et kondenskraftverk (CPP) er et termisk kraftverk som kun produserer elektrisk energi. Historisk sett fikk den navnet "GRES" - det statlige regionale kraftverket. Over tid har begrepet "GRES" mistet sin opprinnelige betydning ("distrikt") og betyr i moderne forstand som regel et høykapasitets kondenskraftverk (CPP) (tusenvis av MW) som opererer i det integrerte energisystemet sammen med andre store kraftverk. Det skal imidlertid tas i betraktning at ikke alle stasjoner som har forkortelsen «GRES» i navnet er kondenserende, noen av dem fungerer som kraftvarmeverk.

Historie

Den første statlige distriktskraftstasjonen "Electrotransfer", dagens "GRES-3", ble bygget nær Moskva i byen Elektrogorsk i 1912-1914. på initiativ av ingeniør R. E. Klasson. Hoveddrivstoffet er torv, effekten er 15 MW. På 1920-tallet sørget GOELRO-planen for bygging av flere termiske kraftverk, blant dem Kashirskaya GRES er den mest kjente.

Prinsipp for operasjon

Vann oppvarmet i en dampkjele til en tilstand av overopphetet damp (520-565 grader Celsius) roterer en dampturbin som driver en turbogenerator.

Overskuddsvarme slippes ut i atmosfæren (nærliggende vannmasser) gjennom kondenseringsenheter, i motsetning til kombinerte varme- og kraftverk, som overfører overskuddsvarme til behovene til nærliggende anlegg (for eksempel oppvarming av hus).

Et kondenskraftverk opererer vanligvis på Rankine-syklusen.

Hovedsystemer

IES er kompleks energikompleks, bestående av bygninger, strukturer, kraft og annet utstyr, rørledninger, beslag, instrumentering og automatisering. De viktigste IES-systemene er:

kjele anlegg;

damp turbin anlegg;

drivstofføkonomi;

system for fjerning av aske og slagg, rensing av røykgass;

elektriske deler;

teknisk vannforsyning (for å fjerne overflødig varme);

kjemisk behandling og vannbehandlingssystem.

Under utformingen og konstruksjonen av IES er systemene plassert i bygningene og strukturene til komplekset, først og fremst i hovedbygningen. Under driften av IES blir personellet som administrerer systemene, som regel, kombinert i verksteder (kjele-turbin, elektrisk, drivstoffforsyning, kjemisk vannbehandling, termisk automatisering, etc.).

Kjelanlegget er plassert i fyrrom i hovedbygningen. I de sørlige regionene av den russiske føderasjonen kan kjeleanlegget være åpent, det vil si uten vegger og tak. Installasjonen består av dampkjeler (dampgeneratorer) og damprørledninger. Dampen fra kjelene overføres til turbinene via strømførende damprørledninger. Damprørene til forskjellige kjeler er vanligvis ikke tverrbundet. En slik ordning kalles "blokk".

Dampturbinanlegget er plassert i maskinrommet og i seksjonen avlufter (bunker-avlufter) i hovedbygningen. Det inkluderer:

dampturbiner med en elektrisk generator på en aksel;

en kondensator der dampen som har gått gjennom turbinen kondenseres for å danne vann (kondensat);

kondensat- og matepumper som returnerer kondensat (matevann) til dampkjeler;

lav- og høytrykks recuperative varmeovner (LPH og HPH) - varmevekslere der matevann varmes opp ved dampekstraksjon fra turbinen;

avlufter (fungerer også som HDPE), der vann renses fra gassformige urenheter;

rørledninger og hjelpesystemer.

Drivstofføkonomien har en forskjellig sammensetning avhengig av hoveddrivstoffet som IES er designet for. For kullfyrt IES inkluderer drivstofføkonomien:

en avrimingsanordning (den såkalte "teplyak" eller "skur") for tining av kull i åpne gondolbiler;

losseanordning (vanligvis en vogndumper);

et kulllager som betjenes av en gripekran eller en spesiell omlastingsmaskin;

knuseanlegg for foreløpig maling av kull;

transportører for flytting av kull;

aspirasjonssystemer, blokkering og andre hjelpesystemer;

pulveriseringssystem, inkludert kule-, valse- eller hammerkullmøller.

Pulveriseringssystemet, samt kullbunkeren, er plassert i bunker- og avluftingsrommet i hovedbygningen, resten av drivstofftilførselsanordningene er utenfor hovedbygningen. Av og til arrangeres et sentralstøvanlegg. Kulllageret er beregnet for 7-30 dager med kontinuerlig drift av IES. En del av drivstoffforsyningsenhetene er reservert.

Drivstofføkonomien til IES som kjører på naturgass er den enkleste: den inkluderer et gassdistribusjonspunkt og gassrørledninger. Men ved slike kraftverk, som backup eller sesongbasert kilde, fyringsolje, derfor arrangeres en svartoljeøkonomi. Det bygges også oljeanlegg ved kullkraftverk, hvor de brukes til å tenne kjeler. Oljeindustrien inkluderer:

mottak og drenering enhet;

fyringsoljelagring med stål- eller armert betongtanker;

fyringsoljepumpestasjon med varmeovner og fyringsoljefiltre;

rørledninger med avstengnings- og kontrollventiler;

brannslukking og andre hjelpesystemer.

Systemet for fjerning av aske og slagg er kun tilrettelagt ved kullkraftverk. Både aske og slagg er ikke-brennbare rester av kull, men slagg dannes direkte i kjeleovnen og fjernes gjennom et tappehull (et hull i slagggruven), og asken føres bort med røykgasser og fanges allerede opp. ved kjeleuttaket. Askepartikler er mye mindre (ca. 0,1 mm) enn slaggbiter (opptil 60 mm). Askefjerningssystemer kan være hydrauliske, pneumatiske eller mekaniske. Det vanligste systemet for resirkulering av hydraulisk aske og slaggfjerning består av spyleinnretninger, kanaler, bagerpumper, slamrørledninger, aske- og slaggdeponier, pumping og renset vannledninger.

Utslipp av røykgasser til atmosfæren er den farligste påvirkningen av et termisk kraftverk på miljøet. Filtre installeres etter blåseviftene for å fange opp aske fra røykgasser. forskjellige typer(sykloner, scrubbere, elektrostatiske utskillere, posestofffiltre) som fanger 90-99 % av faste partikler. De er imidlertid uegnet til å rense røyk fra skadelige gasser. I utlandet, og mer nylig innenlandske kraftverk(inkludert gassolje), installere systemer for gassavsvovling med kalk eller kalkstein (såkalt deSOx) og katalytisk reduksjon av nitrogenoksider med ammoniakk (deNOx). Den rensede røykgassen blir kastet ut av en røykavtrekk inn i en skorstein, hvis høyde bestemmes ut fra forholdene for spredning av de gjenværende skadelige urenhetene i atmosfæren.

Den elektriske delen av IES er beregnet på produksjon av elektrisk energi og distribusjon til forbrukere. I IES-generatorer skapes en trefaset elektrisk strøm med en spenning på vanligvis 6-24 kV. Siden med en spenningsøkning reduseres energitapene i nettverkene betydelig, umiddelbart etter generatorene installeres transformatorer som øker spenningen til 35, 110, 220, 500 kV eller mer. Transformatorer monteres utendørs. En del av den elektriske energien brukes på kraftverkets eget behov. Til- og frakobling av kraftledninger utgående til nettstasjoner og forbrukere utføres på åpen eller lukket koblingsanlegg(ORU, ZRU), utstyrt med brytere som er i stand til å koble til og bryte den elektriske høyspentkretsen uten dannelse av en elektrisk lysbue.

Servicevannforsyningssystemet leverer en stor mengde kaldt vann for å kjøle ned turbinkondensatorene. Systemer er delt inn i direktestrøm, revers og blandet. I engangssystemer blir vann tatt av pumper fra en naturlig kilde (vanligvis fra en elv) og, etter å ha passert gjennom kondensatoren, sluppet ut tilbake. Samtidig varmes vannet opp med ca. 8–12 °C, noe som i noen tilfeller endrer den biologiske tilstanden til reservoarene. PÅ arbeidssystemer vann sirkulerer under påvirkning av sirkulasjonspumper og avkjøles med luft. Avkjøling kan utføres på overflaten av kjølereservoarer eller i kunstige strukturer: sprøytebassenger eller kjøletårn.

I lavvannsområder brukes i stedet for et teknisk vannforsyningssystem luftkondensanlegg (tørre kjøletårn), som er en luftradiator med naturlig eller kunstig trekk. Denne beslutningen er vanligvis tvunget, siden de er dyrere og mindre effektive når det gjelder kjøling.

Det kjemiske vannbehandlingssystemet gir kjemisk rensing og dyp avsalting av vann som kommer inn i dampkjeler og dampturbiner for å unngå avleiringer på utstyrets indre overflater. Vanligvis er filtre, tanker og reagensanlegg for vannbehandling plassert i hjelpebygningen til IES. I tillegg lager termiske kraftverk flertrinnssystemer for behandling av avløpsvann forurenset med oljeprodukter, oljer, utstyrsvask og vaskevann, storm- og smeltavrenning.

Miljøpåvirkning

Påvirkning på atmosfæren. Når drivstoff forbrennes, forbrukes en stor mengde oksygen, og en betydelig mengde forbrenningsprodukter frigjøres, som flyveaske, gassformige svoveloksider av nitrogen, hvorav noen har høy kjemisk aktivitet.

Påvirkning på hydrosfæren. Først av alt, utslipp av vann fra turbinkondensatorer, samt industrielt avløp.

Påvirkning på litosfæren. Det kreves mye plass for å grave ned store askemasser. Disse forurensningene reduseres ved å bruke aske og slagg som byggematerialer.

Nåværende tilstand

For tiden opererer typiske GRES-er med en kapasitet på 1000-1200, 2400, 3600 MW og flere unike i Russland; enheter på 150, 200, 300, 500, 800 og 1200 MW brukes. Blant dem er følgende GRES (som er en del av WGC):

Verkhnetagilskaya GRES - 1500 MW;

Iriklinskaya GRES - 2430 MW;

Kashirskaya GRES - 1910 MW;

Nizhnevartovskaya GRES - 1600 MW;

Permskaya GRES - 2400 MW;

Urengoyskaya GRES - 24 MW.

Pskovskaya GRES - 645 MW;

Serovskaya GRES - 600 MW;

Stavropolskaya GRES - 2400 MW;

Surgutskaya GRES-1 - 3280 MW;

Troitskaya GRES - 2060 MW.

Gusinoozyorskaya GRES - 1100 MW;

Kostromskaya GRES - 3600 MW;

Pechorskaya GRES - 1060 MW;

Kharanorskaya GRES - 430 MW;

Cherepetskaya GRES - 1285 MW;

Yuzhnouralskaya GRES - 882 MW.

Berezovskaya GRES - 1500 MW;

Smolenskaya GRES - 630 MW;

Surgutskaya GRES-2 - 4800 MW;

Shaturskaya GRES - 1100 MW;

Yaivinskaya GRES - 600 MW.

Konakovskaya GRES - 2400 MW;

Nevinnomysskaya GRES - 1270 MW;

Reftinskaya GRES - 3800 MW;

Sredneuralskaya GRES - 1180 MW.

Kirishskaya GRES - 2100 MW;

Krasnoyarsk GRES-2 - 1250 MW;

Novocherkasskaya GRES - 2400 MW;

Ryazanskaya GRES (enheter nr. 1-6 - 2650 MW og blokk nr. 7 (tidligere GRES-24, som ble en del av Ryazanskaya GRES - 310 MW) - 2960 MW);

Cherepovetskaya GRES - 630 MW.

Verkhnetagilskaya GRES

Verkhnetagilskaya GRES er et termisk kraftverk i Verkhny Tagil (Sverdlovsk-regionen), som opererer som en del av OGK-1. I drift siden 29. mai 1956.

Stasjonen inkluderer 11 kraftenheter med en elektrisk kapasitet på 1497 MW og en termisk kraftenhet på 500 Gcal/t. Stasjonsdrivstoff: Naturgass (77%), kull(23 %). Antall personell er 1119 personer.

Byggingen av stasjonen med en designkapasitet på 1600 MW begynte i 1951. Formålet med konstruksjonen var å gi termisk og elektrisk energi til Novouralsk elektrokjemiske anlegg. I 1964 nådde kraftverket sin designkapasitet.

For å forbedre varmeforsyningen til byene Verkhny Tagil og Novouralsk ble følgende stasjoner produsert:

Fire K-100-90(VK-100-5) LMZ kondenserende turbinenheter ble erstattet med T-88/100-90/2,5 kraftvarmeturbiner.

TG-2,3,4 er utstyrt med nettverksvarmer av typen PSG-2300-8-11 for oppvarming av nettverksvann i varmeforsyningsordningen til Novouralsk.

Ved TG-1.4 ble det installert nettverksvarmer for å levere varme til Verkhny Tagil og industriområdet.

Alt arbeid ble utført i henhold til prosjektet til KhF TsKB.

Natt til 3. til 4. januar 2008 skjedde en ulykke ved Surgutskaya GRES-2: en delvis kollaps av taket over den sjette kraftenheten med en kapasitet på 800 MW førte til nedleggelse av to kraftenheter. Situasjonen ble komplisert av at en annen kraftenhet (nr. 5) var under reparasjon: Som et resultat ble kraftenhetene nr. 4, 5, 6 stoppet. Denne ulykken ble lokalisert innen 8. januar. Hele denne tiden jobbet GRES i en spesielt intens modus.

Innen henholdsvis 2010 og 2013 er det planlagt å bygge to nye kraftenheter (drivstoff - naturgass).

Det er et problem med utslipp til miljøet ved GRES. OGK-1 signerte en kontrakt med Energy Engineering Center of the Urals for 3,068 millioner rubler, som sørger for utvikling av et prosjekt for gjenoppbygging av kjelen ved Verkhnetagilskaya GRES, som vil føre til en reduksjon i utslipp for å overholde MPE-standarder .

Kashirskaya GRES

Kashirskaya GRES oppkalt etter G. M. Krzhizhanovsky i byen Kashira, Moskva-regionen, ved bredden av Oka.

Historisk stasjon, bygget under personlig tilsyn av V. I. Lenin i henhold til GOELRO-planen. Ved idriftsettelse var 12 MW-anlegget det nest største kraftverket i Europa.

Stasjonen ble bygget i henhold til GOELRO-planen, konstruksjonen ble utført under personlig tilsyn av V. I. Lenin. Den ble bygget i 1919-1922, for byggingen på stedet til landsbyen Ternovo, ble arbeidsbosetningen Novokashirsk reist. Det ble lansert 4. juni 1922 og ble et av de første sovjetiske regionale termiske kraftverkene.

Pskovskaya GRES

Pskovskaya GRES er et statlig distriktskraftverk, som ligger 4,5 kilometer fra den urbane bosetningen Dedovichi, distriktssenteret i Pskov-regionen, på venstre bredd av elven Shelon. Siden 2006 har det vært en gren av OAO OGK-2.

Høyspentledninger forbinder Pskovskaya GRES med Hviterussland, Latvia og Litauen. Moderorganisasjonen anser dette som en fordel: det er en kanal for eksport av energiressurser, som brukes aktivt.

Den installerte kapasiteten til GRES er 430 MW, den inkluderer to svært manøvrerbare kraftenheter på 215 MW hver. Disse kraftenhetene ble bygget og satt i drift i 1993 og 1996. første fordel Den første fasen inkluderte bygging av tre kraftenheter.

Hovedtypen drivstoff er naturgass, den kommer inn i stasjonen gjennom en gren av hovedeksportgassrørledningen. Kraftaggregatene ble opprinnelig designet for å operere på malt torv; de ble rekonstruert i henhold til VTI-prosjektet for brenning av naturgass.

Kostnaden for strøm til eget behov er 6,1 %.

Stavropolskaya GRES

Stavropolskaya GRES er et termisk kraftverk i den russiske føderasjonen. Ligger i byen Solnechnodolsk, Stavropol-territoriet.

Lasting av kraftverket gjør det mulig å eksportere strøm til utlandet: til Georgia og Aserbajdsjan. Samtidig er vedlikehold av strømmer i det systemdannende elektriske nettverket til Unified Energy System of the South på akseptable nivåer garantert.

En del av engrosproduksjonen organisasjoner nr. 2 (JSC "OGK-2").

Kostnaden for strøm til stasjonens eget behov er 3,47 %.

Stasjonens hoveddrivstoff er naturgass, men fyringsolje kan brukes som reserve- og nøddrivstoff. Drivstoffbalanse per 2008: gass - 97%, fyringsolje - 3%.

Smolenskaya GRES

Smolenskaya GRES er et termisk kraftverk i den russiske føderasjonen. En del av engrosproduksjonen bedrifter nr. 4 (JSC "OGK-4") siden 2006.

Den 12. januar 1978 ble den første blokken av statens distriktskraftstasjon satt i drift, designet av denne begynte i 1965, og byggingen i 1970. Stasjonen ligger i landsbyen Ozerny, Dukhovshchinsky-distriktet, Smolensk-regionen. Opprinnelig var det ment å bruke torv som drivstoff, men på grunn av etterslepet i byggingen av torvgruvebedrifter ble andre typer drivstoff brukt (Moskva-regionen kull, Inta-kull, skifer, Khakass-kull). Totalt ble 14 typer drivstoff endret. Siden 1985 har det blitt definitivt fastslått at energi skal hentes fra naturgass og kull.

Den nåværende installerte kapasiteten til GRES er 630 MW.

Kilder

Ryzhkin V. Ya. Termiske kraftstasjoner. Ed. V. Ya. Girshfeld. Lærebok for videregående skoler. 3. utg., revidert. og tillegg — M.: Energoatomizdat, 1987. — 328 s.

http://ru.wikipedia.org/

Encyclopedia of investor. 2013 .

Synonymer: Synonymordbok

varmekraftverk- — EN varme- og kraftstasjon Kraftstasjon som produserer både strøm og varmtvann for lokalbefolkning. Et CHP (kombinert varme- og kraftverk) kan operere på nesten ... Teknisk oversetterhåndbok

varmekraftverk- šiluminė elektrinė statusas T sritis fizika atitikmenys: engl. varme kraftverk; dampkraftverk vok. Wärmekraftwerk, n rus. termisk kraftverk, f; termisk kraftverk, f pranc. centrale electrothermique, f; centrale thermique, f; usine… … Fizikos terminų žodynas

varmekraftverk- termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, termisk kraftverk, ... .. . Ordformer - og; vi vil. En bedrift som produserer strøm og varme ... encyklopedisk ordbok

BARINOV V. A., doktor i ingeniørfag Vitenskaper, ENIN dem. G. M. Krzhizhanovsky

I utviklingen av den elektriske kraftindustrien i USSR kan flere stadier skilles ut: tilkobling av kraftverk for parallell drift og organisering av de første elektriske kraftsystemene (EPS); EPS utvikling og dannelse av territoriale enhetlige elektriske kraftsystemer (IPS); opprettelse av et enhetlig elektrisk kraftsystem (UES) i den europeiske delen av landet; dannelsen av UES på en landsomfattende skala (UES of the USSR) med dens inkludering i den interstatlige energiforeningen til de sosialistiske landene.
Før første verdenskrig var den totale kapasiteten til kraftverkene i det førrevolusjonære Russland 1 141 000 kW, og den årlige elektrisitetsproduksjonen var 2 039 millioner kWh. Det største termiske kraftverket (TPP) hadde en kapasitet på 58 tusen kW, den største kapasiteten til enheten var 10 tusen kW. Den totale kapasiteten til vannkraftverk (HPP) var 16.000 kW, den største var en HPP med en kapasitet på 1.350 kW. Lengden på alle nett med en spenning høyere enn generatorspenningen ble beregnet til ca. 1000 km.
Grunnlaget for utviklingen av den elektriske kraftindustrien i USSR ble lagt av statsplanen for elektrifisering av Russland (GOELRO-planen), utviklet under ledelse av V. I. Lenin, som sørger for bygging av store kraftverk og elektriske nettverk og integrering av kraftverk i EPS. GOELRO-planen ble vedtatt på den VIII all-russiske sovjetkongressen i desember 1920.
Allerede i den innledende fasen av implementeringen av GOELRO-planen ble det utført betydelig arbeid for å gjenopprette landets energiøkonomi ødelagt av krigen, for å bygge nye kraftverk og elektriske nettverk. Den første EPS - Moskva og Petrograd - ble opprettet i 1921. I 1922 ble den første 110 kV-linjen satt i drift i Moskva EPS, og 110 kV-nettverk ble deretter bredt utviklet.
Ved slutten av 15-årsperioden var GOELRO-planen betydelig overoppfylt. Den installerte kapasiteten til landets kraftverk i 1935 oversteg 6,9 millioner kW. Den årlige produksjonen har passert 26,2 milliarder kWh. For produksjon av elektrisitet Sovjetunionen rangert som andre i Europa og tredje i verden.
Den intensive planlagte utviklingen av den elektriske kraftindustrien ble avbrutt av begynnelsen av den store Patriotisk krig. Flyttingen av industrien i de vestlige regionene til Ural og de østlige regionene av landet krevde en akselerert utvikling av energisektoren i Ural, Nord-Kasakhstan, Sentral-Sibir, Sentral-Asia, samt Volga, Transkaukasia og Langt øst. Energisektoren i Ural har fått usedvanlig stor utvikling; elektrisitetsproduksjon ved kraftverk i Ural fra 1940 til 1945. økte med 2,5 ganger og nådde 281% av den totale produksjonen i landet.
Restaureringen av den ødelagte energiøkonomien begynte allerede på slutten av 1941; i 1942 ble restaureringsarbeid utført i de sentrale regionene i den europeiske delen av USSR, i 1943 - i de sørlige regionene; i 1944 - i de vestlige regionene, og i 1945 ble disse verkene utvidet til hele landets frigjorte territorium.
I 1946 nådde den totale kapasiteten til kraftverk i USSR førkrigsnivået.
Den høyeste kapasiteten til termiske kraftverk i 1950 var 400 MW; en turbin med en kapasitet på 100 MW på slutten av 40-tallet ble en typisk enhet introdusert ved termiske kraftverk.
I 1953 ble kraftenheter med en kapasitet på 150 MW for et damptrykk på 17 MPa satt i drift ved Cherepetskaya GRES. I 1954 ble verdens første kjernekraftverk (NPP) med en kapasitet på 5 MW satt i drift.
Som en del av den nylig igangsatte produksjonskapasiteten økte kapasiteten til HPP. I 1949-1950. Det ble tatt beslutninger om bygging av kraftige Volga vannkraftverk og bygging av de første langdistansekraftlinjene (VL). I 1954-1955 begynte byggingen av de største vannkraftverkene i Bratsk og Krasnoyarsk.
I 1955 hadde tre separat integrerte elektriske kraftsystemer i den europeiske delen av landet fått betydelig utvikling; Sentrum, Ural og Sør; den totale produksjonen av disse IES-ene utgjorde omtrent halvparten av all elektrisitet produsert i landet.
Overgangen til neste trinn i utviklingen av energisektoren var assosiert med idriftsettelse av Volzhsky HPPs og 400-500 kV luftledninger. I 1956 ble den første luftledningen med en spenning på 400 kV Kuibyshev - Moskva satt i drift. Den høye tekniske og økonomiske ytelsen til denne luftledningen ble oppnådd gjennom utvikling og implementering av en rekke tiltak for å forbedre stabiliteten og gjennomstrømningen: dele fasen i tre ledninger, bygge koblingspunkter, akselerere driften av brytere og relébeskyttelse, vha. longitudinell kapasitiv kompensasjon for linjereaktivitet og ved hjelp av shuntreaktorer, innføring av automatiske eksitasjonsregulatorer (ARV) av "strong action" generatorer til startvannkraftverket og kraftige synkrone kompensatorer for mottakende transformatorstasjoner, etc.
Da luftledningen Kuibyshev-Moskva på 400 kV ble satt i drift, ble Kuibyshev EES i Midt-Volga-regionen med i operasjonen parallelt med IPS i senteret; dette la grunnlaget for foreningen av EES i forskjellige regioner og opprettelsen av EES i den europeiske delen av USSR.
Med introduksjonen i 1958-1959. seksjoner av luftlinjen Kuibyshev-Ural, EPS for senteret, Cis-Urals og Ural ble slått sammen.
I 1959 ble den første kretsen av 500 kV Volgograd-Moskva luftledning satt i drift, og Volgograd EES ble en del av UES of Center; i 1960 sluttet EES Center of the Central Chernozem Region seg til UES.
I 1957 ble byggingen av Volzhskaya HPP oppkalt etter V.I. Lenin med enheter på 115 MW fullført, i 1960 - Volzhskaya HPP oppkalt etter V.I. XXII-kongressen til CPSU. I 1950-1960. Gorkovskaya, Kamskaya, Irkutskaya, Novosibirskaya, Kremenchugskaya, Kakhovskaya og en rekke andre HPP-er ble også fullført. På slutten av 50-tallet ble de første serielle kraftenhetene for et damptrykk på 13 MPa satt i drift: med en kapasitet på 150 MW ved Pridneprovskaya GRES og 200 MW ved Zmievskaya GRES.
I andre halvdel av 50-tallet ble foreningen av EES i Transkaukasia fullført; det var en prosess med forening av EPS i Nordvest, Midt-Volga og Nord-Kaukasus. Siden 1960 begynte dannelsen av IPS i Sibir og Sentral-Asia.
Det ble foretatt omfattende bygging av elektriske nett. Siden slutten av 50-tallet begynte introduksjonen av en spenning på 330 kV; nettverk av denne spenningen har blitt sterkt utviklet i de sørlige og nordvestlige sonene i den europeiske delen av Sovjetunionen. I 1964 ble overføringen av langdistanse 400 kV luftledninger til 500 kV fullført og en enkelt nettverk 500 kV, hvorav deler har blitt de viktigste ryggradsforbindelsene til UES i den europeiske delen av Sovjetunionen; Senere, i UES i den østlige delen av landet, begynte funksjonene til ryggradsnettverket å bli overført til et 500 kV-nettverk lagt på et utviklet 220 kV-nettverk.
Siden 60-tallet karakteristisk trekk utviklingen av den elektriske kraftindustrien har vært en konsekvent økning i andelen kraftenheter i sammensetningen av den idriftsatte kapasiteten til termiske kraftverk. I 1963 ble de første kraftenhetene på 300 MW tatt i bruk ved kraftstasjonene Pridneprovskaya og Cherepetskaya. I 1968 ble en 500 MW kraftenhet ved Nazarovskaya GRES og en 800 MW kraftenhet ved Slavyanskaya GRES satt i drift. Alle disse enhetene opererte ved superkritisk damptrykk (24 MPa).
Overvekten av idriftsettelse av kraftige enheter, hvis parametere er ugunstige når det gjelder stabilitet, har komplisert oppgavene med å sikre pålitelig drift av IPS og UES. For å løse disse problemene ble det nødvendig å utvikle og implementere ARV av den sterke handlingen til generatorer av kraftenheter; det krevde også bruk av automatisk nødlossing av kraftige termiske kraftverk, inkludert automatisk nødkontroll av kraften til dampturbiner til kraftenheter.
Intensiv bygging av vannkraftverk fortsatte; i 1961 ble en 225 MW hydraulisk enhet satt i drift ved Bratskaya HPP; i 1967 ble de første 500 MW hydro-enhetene satt i drift ved Krasnoyarsk HPP. I løpet av 60-tallet ble byggingen av Bratskaya, Botkinskaya og en rekke andre vannkraftverk fullført.
Byggingen startet på den vestlige delen av landet atomkraftverk. I 1964 ble en 100 MW kraftenhet satt i drift ved Beloyarsk NPP og en 200 MW kraftenhet ved Novovoronezh NPP; i andre halvdel av 1960-årene ble de andre kraftenhetene satt i drift ved disse NPPene: 200 MW ved Beloyarskaya og 360 MW ved Novovoronezhskaya.
I løpet av 60-tallet fortsatte dannelsen av den europeiske delen av USSR og ble fullført. I 1962 ble 220-110 kV luftledninger koblet til parallell drift av UES i Sør og Nord-Kaukasus. Samme år ble arbeidet fullført på første trinn av en 800 kV pilotkraftoverføringslinje. likestrøm Volgograd-Donbass, som markerte begynnelsen på intersystemkommunikasjon Senter-Sør; Denne luftledningen ble fullført i 1965.

År	Installert kapasitet til kraftverk, millioner kW	Høyere Spenning, kV*	Lengde på luftledninger*, tusen km
År	Installert kapasitet til kraftverk, millioner kW	Høyere Spenning, kV*

* Uten 800 kV DC luftledninger. ** Inkludert 400 kV luftledninger.
I 1966, ved å stenge intersystemforbindelsene 330-110 kV North-West-Center, ble North-West UPS koblet til parallelldrift. I 1969 ble parallelldrift av UES i sentrum og sør organisert langs distribusjonsnettverket på 330-220-110 kV, og alle kraftforeninger som er en del av UES begynte å jobbe synkront. I 1970, via 220-110 kV-forbindelser, ble Transkaukasia - Nord-Kaukasus med i parallelldriften til IPS Transkaukasia.
På begynnelsen av 1970-tallet begynte overgangen til neste trinn i utviklingen av den elektriske kraftindustrien i landet vårt - dannelsen av USSRs UES. Som en del av UES i den europeiske delen av landet i 1970, fungerte UES for Sentrum, Ural, Midt-Volga, Nordvest, Sør, Nord-Kaukasus og Transkaukasia, som inkluderte 63 EES, parallelt . Tre territoriale IPS - Kasakhstan, Sibir og Sentral-Asia fungerte hver for seg; Østens IPS var i ferd med å dannes.
I 1972 ble IPS i Kasakhstan en del av UES i USSR (to EES i denne republikken - Alma-Ata og Sør-Kasakhstan - fungerte isolert fra andre EES i den kasakhiske SSR og var en del av IPS i Sentral-Asia). I 1978, med fullføringen av byggingen av en 500 kV transittluftledning, sluttet Sibir-Kasakhstan-Ural seg til den parallelle driften av IPS i Sibir.
I samme 1978 ble byggingen av en mellomstatlig 750 kV overhead overføringslinje Vest-Ukraina (USSR) - Albertirsha (Ungarn) fullført, og siden 1979 begynte den parallelle driften av UES i USSR og IPS i CMEA-medlemslandene . Under hensyntagen til IPS i Sibir, som har bånd med EES i den mongolske folkerepublikken, ble det dannet en sammenslutning av EES i de sosialistiske landene, som dekker et stort territorium fra Ulaanbaatar til Berlin.
Elektrisitet eksporteres fra UES-nettverket i USSR til Finland, Norge og Tyrkia; gjennom en DC-omformerstasjon nær byen Vyborg, er USSRs UES koblet til energisammenkoblingen til de skandinaviske landene NORDEL.
Dynamikken i strukturen til produksjonskapasitet på 70- og 80-tallet er preget av økende idriftsettelse av kapasiteter ved kjernekraftverk i den vestlige delen av landet; videre idriftsettelse av kapasiteter ved høyeffektive vannkraftverk, hovedsakelig i den østlige delen av landet; begynnelsen av arbeidet med etableringen av drivstoff- og energikomplekset Ekibastuz; en generell økning i konsentrasjonen av produksjonskapasitet og en økning i enhetskapasiteten til enhetene.

I 1971-1972. to trykkvannsreaktorer med en kapasitet på 440 MW hver (VVER-440) ble satt i drift ved Novovoronezh NPP; i 1974 ble den første (hode) vann-grafittreaktoren med en kapasitet på 1000 MW (RBMK-1000) satt i drift ved Leningrad NPP; i 1980 ble en 600 MW oppdretterreaktor (BN-600) satt i drift ved Beloyarsk NPP; i 1980 ble VVER-1000-reaktoren introdusert ved Novovoronezh NPP; i 1983 ble den første reaktoren med en kapasitet på 1500 MW (RBMK-1500) satt i drift ved Ignalina NPP.
I 1971 ble en kraftenhet på 800 MW med en enakslet turbin satt i drift ved Slavyanskaya GRES; i 1972 ble to kraftvarmeanlegg på 250 MW satt i drift på Mosenergo; I 1980 ble en kraftenhet på 1200 MW for superkritiske dampparametere satt i drift ved Kostromskaya GRES.
I 1972 ble det første pumpekraftverket i USSR (PSPP) - Kiev - satt i drift; i 1978 ble den første 640 MW hydrauliske enheten satt i drift ved Sayano-Shushenskaya HPP. Fra 1970 til 1986 ble Krasnoyarskaya, Saratovskaya, Cheboksarskaya, Ingurskaya, Toktogulskaya, Nurekskaya, Ust-Ilimskaya, Sayano-Shushenskaya, Zeyaskaya og en rekke andre HPP-er satt i full drift.
I 1987 nådde kapasiteten til de største kraftverkene: atomkraftverk - 4000 MW, termiske kraftverk - 4000 MW, vannkraftverk - 6400 MW. Andelen atomkraftverk i den totale kapasiteten til kraftverkene til UES i USSR oversteg 12%; andelen kondens- og varmekraftenheter på 250-1200 MW nærmet seg 60 % av den totale kapasiteten til TPP.
Teknisk fremgang i utviklingen av ryggradsnett er preget av en sekvensiell overgang til høyere spenningsnivåer. Utviklingen av 750 kV-spenningen begynte med igangkjøringen i 1967 av pilotindustriluftledningen 750 kV Konakovskaya GRES-Moskva. I løpet av 1971-1975. en 750 kV breddegrad motorvei Donbass-Dnepr-Vinnitsa-Vest-Ukraina ble bygget; denne hovedlinjen ble deretter videreført av 750 kV luftledning USSR-Ungarn introdusert i 1978. I 1975 ble det bygget en 750 kV Leningrad-Konakovo intersystemforbindelse, som gjorde det mulig å overføre overflødig kraft fra den nordvestlige UPSen til senterets UPS. Den videre utviklingen av 750 kV-nettet var hovedsakelig knyttet til betingelsene for å generere kraft fra store atomkraftverk og behovet for å styrke mellomstatlige bånd med IPS i CMEA-medlemslandene. For å skape kraftige forbindelser med den østlige delen av UES bygges en 1150 kV hovedluftledning Kasakhstan-Ural; arbeid pågår med bygging av en 1500 kV DC kraftoverføring Ekibastuz - Senter.
Veksten av den installerte kapasiteten til kraftverk og lengden på elektriske nettverk 220-1150 kV UES i USSR for perioden 1960-1987 er preget av dataene gitt i tabellen.
Landets enhetlige energisystem er et kompleks av sammenkoblede energianlegg som utvikler seg i henhold til statsplanen, forent av et felles teknologisk regime og sentralisert operasjonell ledelse. Samlingen av EPS gjør det mulig å øke veksthastigheten for energikapasiteter og redusere kostnadene ved energibygging ved å konsolidere kraftverk og øke enhetskapasiteten til enhetene. Konsentrasjon av energikapasiteter med primær igangkjøring av de kraftigste økonomiske enhetene som produseres innenlandsk industri, gir en økning i arbeidsproduktivitet og forbedring av de tekniske og økonomiske indikatorene for energiproduksjon.
EPS-forening skaper muligheter for rasjonell regulering av strukturen til forbrukt drivstoff, med tanke på den endrede drivstoffsituasjonen; Det er nødvendig tilstand løsning av komplekse vannkraftproblemer med optimal bruk av vannressursene til de viktigste elvene i landet for nasjonaløkonomien som helhet. Systematisk nedgang spesifikt forbruk ekvivalent drivstoff per kilowatt-time frigjort fra TPP-dekk sikres ved å forbedre strukturen for generasjonskapasitet og økonomisk regulering av det generelle energiregimet til UES i USSR.
Gjensidig assistanse av EPS som opererer parallelt skaper muligheten for en betydelig økning i påliteligheten til strømforsyningen. Gevinsten i den totale installerte kapasiteten til UES-kraftverk på grunn av reduksjonen av den årlige maksimale belastningen på grunn av forskjellen i tidspunktet for utbruddet av EPS-maksima og reduksjonen i den nødvendige reservekapasiteten overstiger 15 millioner kW.
Generell økonomisk effekt fra etableringen av UES i USSR på nivået av utviklingen nådd på midten av 1980-tallet (sammenlignet med det isolerte arbeidet til UES) er estimert som en nedgang i kapitalinvesteringene i den elektriske kraftindustrien med 2,5 milliarder rubler. og en reduksjon i årlige driftskostnader med rundt 1 milliard rubler.

I henhold til den allment aksepterte definisjonen, termiske kraftverk- dette er kraftverk som genererer elektrisitet ved å konvertere den kjemiske energien til drivstoffet til mekanisk energi av rotasjonen av akselen til den elektriske generatoren.

Først TPP har dukket opp i sent XIXårhundre i New York (1882), og i 1883 ble det første termiske kraftverket bygget i Russland (St. Petersburg). Fra det øyeblikket det dukket opp, er det TPP-er som har blitt mest utbredt, gitt det stadig økende energibehovet i den kommende teknogene tidsalder. Fram til midten av 70-tallet av forrige århundre var det driften av termiske kraftverk som var den dominerende metoden for å generere elektrisitet. For eksempel, i USA og USSR var andelen termiske kraftverk blant all elektrisitet mottatt 80%, og rundt om i verden - omtrent 73-75%.

Definisjonen ovenfor, selv om den er romslig, er ikke alltid klar. La oss prøve å forklare med våre egne ord generelt prinsipp drift av varmekraftverk av enhver type.

Elektrisitetsproduksjon i termiske kraftverk skje med deltakelse av mange påfølgende stadier, men det generelle prinsippet for driften er veldig enkelt. Først brennes drivstoffet i et spesielt forbrenningskammer (dampkjele), mens en stor mengde varme frigjøres, som snur vannet som sirkulerer gjennom spesielle systemer rør plassert inne i kjelen, i damp. Det stadig økende damptrykket roterer turbinrotoren, som overfører rotasjonsenergien til generatorakselen, og som et resultat genereres en elektrisk strøm.

Damp/vann-systemet er stengt. Dampen, etter å ha passert gjennom turbinen, kondenserer og blir tilbake til vann, som i tillegg passerer gjennom varmesystemet og igjen kommer inn i dampkjelen.

Det finnes flere typer termiske kraftverk. For tiden, blant termiske kraftverk, mest av alt termiske dampturbinkraftverk (TPES). I kraftverk av denne typen brukes den termiske energien til brennstoffet i en dampgenerator, hvor det oppnås et veldig høyt trykk av vanndamp, som driver turbinrotoren og følgelig generatoren. Som drivstoff bruker slike termiske kraftverk fyringsolje eller diesel, samt naturgass, kull, torv, skifer, med andre ord alle typer drivstoff. Effektivitetsfaktoren til TPES er omtrent 40%, og kraften deres kan nå 3-6 GW.

GRES (statlig distriktskraftverk)- et ganske kjent og kjent navn. Dette er ikke noe mer enn et termisk dampturbinkraftverk utstyrt med spesielle kondensturbiner som ikke utnytter energien til eksosgasser og ikke gjør det om til varme, for eksempel for å varme opp bygninger. Slike kraftverk kalles også kondenskraftverk.

I samme tilfelle, hvis TPES er utstyrt med spesielle oppvarmingsturbiner som konverterer sekundærenergien til eksosdampen til termisk energi som brukes til behovene til verktøy eller industrielle tjenester, så er dette allerede et kraftvarmeverk eller kraftvarmeverk. For eksempel, i Sovjetunionen, utgjorde omtrent 65% av elektrisiteten generert av dampturbinkraftverk andelen av statens distriktskraftverk, og følgelig 35% - for andelen termiske kraftverk.

Det finnes også andre typer termiske kraftverk. I gassturbinkraftverk, eller GTPP-er, roteres en generator av en gassturbin. Som drivstoff for slike termiske kraftverk brukes naturgass eller flytende brensel (diesel, fyringsolje). Effektiviteten til slike kraftverk er imidlertid ikke særlig høy, ca 27-29 %, så de brukes hovedsakelig som reservekilder for strøm for å dekke topper i belastningen på det elektriske nettet, eller for å levere strøm til små tettsteder.

Termiske kraftverk med kombinert syklus gassturbinanlegg (PGES). Dette er kombinerte kraftverk. De er utstyrt med dampturbin- og gassturbinmekanismer, og deres effektivitet når 41-44%. Disse kraftverkene gjør det også mulig å gjenvinne varme og gjøre den om til termisk energi som brukes til å varme opp bygninger.

Den største ulempen med alle termiske kraftverk er typen drivstoff som brukes. Alle typer drivstoff som brukes ved termiske kraftverk er uerstattelige naturressurser som sakte men jevnt tar slutt. Det er derfor for tiden, sammen med bruken av kjernekraftverk, utviklingen av en mekanisme for å generere elektrisitet ved bruk av fornybare eller andre alternative energikilder i gang.

Energien som er skjult i fossilt brensel – kull, olje eller naturgass – kan ikke umiddelbart fås i form av elektrisitet. Drivstoffet brennes først. Den frigjorte varmen varmer opp vannet og gjør det om til damp. Dampen roterer turbinen, og turbinen er generatorrotoren, som genererer, dvs. genererer, elektrisk strøm.

Plan for drift av et kondenskraftverk.

Slavyanskaya TPP. Ukraina, Donetsk-regionen.

Kjeleanlegg- et sett med enheter for å produsere vanndamp under trykk. Den består av en ovn der det brennes organisk brensel, et ovnsrom der forbrenningsprodukter passerer inn i skorsteinen, og en dampkjele der vann koker. Den delen av kjelen som kommer i kontakt med flammen under oppvarming kalles varmeflaten.

I engangskjeler varmes vann opp i lange serpentinrør. Vann pumpes inn i disse rørene. Når den passerer gjennom spolen, fordamper den fullstendig, og den resulterende dampen overopphetes til ønsket temperatur og går deretter ut av spolene.

Kjelanlegg som opererer med ettervarming av damp er en del av anlegget, kalt kraftenhet"kjele - turbin".

Kjeleanlegget produserer høytrykksdamp, som går til dampturbinen - hovedmotoren til det termiske kraftverket. I turbinen utvider dampen seg, trykket faller og den latente energien omdannes til mekanisk energi. Dampturbinen driver rotoren til en generator som genererer elektrisitet.

I store byer bygger de oftest kraftvarmeverk(CHP), og i områder med billig drivstoff - kondenskraftverk(IES).

Skille CHP-oppvarming og industrityper. Oppvarming av CHPPs varmer opp boliger og offentlige bygninger og forsyner dem med varmt vann, industrielle leverer varme til industribedrifter. Overføringen av damp fra CHP utføres over avstander på opptil flere kilometer, og overføring av varmt vann - opptil 30 kilometer eller mer. Som et resultat bygges termiske kraftverk i nærheten av store byer.

En enorm mengde termisk energi blir rettet til fjernvarme eller sentralisert oppvarming av våre leiligheter, skoler og institusjoner. Før oktoberrevolusjonen var det ingen fjernvarme til hus. Hus ble varmet opp av ovner, hvor det ble brent mye ved og kull. Fjernvarme i vårt land begynte i de første årene Sovjetisk makt da, ifølge GOELRO-planen (1920), begynte byggingen av store termiske kraftverk. Total kraftvarmekapasitet tidlig på 1980-tallet over 50 millioner kW.

Men hoveddelen av elektrisiteten som genereres av termiske kraftverk kommer fra kondenskraftverk (CPP). Vi kaller dem ofte statlige distriktskraftverk (GRES). I motsetning til termiske kraftverk, hvor varmen fra dampen som tømmes ut i turbinen brukes til å varme opp bolig- og industribygg, ved CPP-er, omdannes dampen som brukes i motorer (dampmotorer, turbiner) av kondensatorer til vann (kondensat), som er sendt tilbake til kjelene for gjenbruk. IES bygges direkte ved vannforsyningskilder: nær en innsjø, elv, hav. Varmen som fjernes fra kraftverket med kjølevann går uopprettelig tapt. Effektiviteten til IES overstiger ikke 35–42 %.

De største kondenserende termiske kraftverkene i inkluderer Reftinskaya (Sverdlovsk-regionen), Zaporozhskaya (Ukraina), Kostroma, Uglegorskaya (Donetsk-regionen, Ukraina). Kapasiteten til hver av dem overstiger 3000 MW.

Vårt land er en pioner innen bygging av termiske kraftverk, hvis energi er levert av atomreaktor(cm.