JUVENTUD Y DEPORTES DE UCRANIA

YU.A. GICHEV

LAS CENTRALES TÉRMICAS

Frecuentementeb I

Dnepropetrovsk NMetAU 2011

MINISTERIO DE EDUCACIÓN Y CIENCIA,

JUVENTUD Y DEPORTES DE UCRANIA

ACADEMIA METALÚRGICA NACIONAL DE UCRANIA

YU.A. GICHEV

LAS CENTRALES TÉRMICAS

Frecuentementeb I

Ill. 23. Bibliografía: 4 nombres.

Responsable del tema, Dr. Tech. ciencias, prof.

Revisor: Dr. Tech. ciencias, prof. (DNUZHT)

Candó. tecnología. Ciencias, Profesor Asociado (NMetAU)

Academia de Ucrania, 2011

INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………..4

1 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE CENTRALES TÉRMICAS………………...5

1.1 Definición y clasificación de centrales eléctricas………………………….5

1.2 Esquema tecnológico de una central térmica…………………………8

1.3 Indicadores técnicos y económicos de las centrales térmicas……………………………….11

1.3.1 Indicadores energéticos…………………………………….11

1.3.2 Indicadores económicos…………………………………….13

1.3.3 Indicadores de desempeño…………………………...15

1.4 Requisitos para centrales térmicas……………………………………………………16

1.5 Características de las centrales térmicas industriales………………16

2 CONSTRUCCIÓN DE DIAGRAMAS TÉRMICOS DE TPP…………………………………………………………...17

2.1 Conceptos generales sobre circuitos termales……………………………………………………17

2.2 Parámetros iniciales del vapor………………………………………….18

2.2.1 Presión de vapor inicial…………………………………….18

2.2.2 Temperatura inicial del vapor………………………………...20

2.3 Sobrecalentamiento intermedio del vapor…………………………………………..22

2.3.1 Eficiencia energética del sobrecalentamiento intermedio...24

2.3.2 Presión de sobrecalentamiento intermedia…………………………26

2.3.3 Implementación técnica del sobrecalentamiento intermedio……27

2.4 Parámetros finales del vapor………………………….………………………….29

2.5 Calentamiento regenerativo del agua de alimentación…………………………...30

2.5.1 Eficiencia energética de la calefacción regenerativa..30

2.5.2 Implementación técnica de calefacción regenerativa.......34

2.5.3 Temperatura de calentamiento regenerativo del agua de alimentación..37

2.6 Construcción de diagramas térmicos de centrales térmicas en base a los principales tipos de turbinas……..39

2.6.1 Construcción de un circuito térmico a base de turbina “K”…………...39

2.6.2 Construcción de un circuito térmico a base de turbina “T”…………..41

LITERATURA………………………………………………………………………………...44

INTRODUCCIÓN

La disciplina "Centrales de energía térmica" por varias razones es de particular importancia entre las disciplinas que se imparten en la especialidad 8(7). - ingeniería de energía térmica.

En primer lugar, desde un punto de vista teórico, la disciplina acumula los conocimientos adquiridos por los estudiantes en casi todas las principales disciplinas anteriores: “Combustible y su combustión”, “Plantas de calderas”, “Sobrealimentadores y motores térmicos”, “Fuentes de suministro de calor para uso industrial. empresas”, “Purificación de gas” y otros.

En segundo lugar, desde un punto de vista práctico, las centrales térmicas (TPP) son una empresa energética compleja que incluye todos los elementos principales de la economía energética: un sistema de preparación de combustible, una sala de calderas, una sala de turbinas, un sistema de conversión y suministro. energía térmica a consumidores externos, sistemas de reciclaje y neutralización de emisiones nocivas.

En tercer lugar, desde un punto de vista industrial, las centrales térmicas son las empresas generadoras de energía dominantes en el sector energético nacional y extranjero. Las centrales térmicas representan aproximadamente el 70% de la capacidad instalada de generación de electricidad en Ucrania y, teniendo en cuenta las centrales nucleares, donde también se implementan tecnologías de turbinas de vapor, la capacidad instalada es aproximadamente el 90%.

Estas notas de clase se han desarrollado de acuerdo con el programa de trabajo y el plan de estudios de la especialidad 8 (7). - ingeniería de energía térmica e incluye como temas principales: información general sobre centrales térmicas, principios de construcción de circuitos térmicos de centrales térmicas, selección de equipos y cálculos de circuitos térmicos, diseño de equipos y operación de centrales térmicas.

La disciplina "Centrales de energía térmica" ayuda a sistematizar los conocimientos adquiridos por los estudiantes, ampliar sus horizontes profesionales y puede utilizarse en trabajos de curso en varias otras disciplinas, así como en la preparación de tesis para especialistas y tesis de posgrado para maestría.

1 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE CENTRALES TÉRMICAS

1.1 Definición y clasificación de centrales eléctricas.

Central eléctrica– una empresa energética diseñada para convertir varios tipos de combustibles y recursos energéticos en electricidad.

Principales opciones para clasificar las centrales eléctricas:

I. Según el tipo de combustible convertido y recursos energéticos:

1) centrales térmicas (TPP), en las que la electricidad se produce mediante la conversión de combustibles de hidrocarburos (carbón, gas natural, fueloil, FER combustibles y otros);

2) centrales nucleares (NPP), en las que la electricidad se produce mediante la conversión de energía atómica a partir de combustible nuclear;

3) centrales hidroeléctricas (HPP), en las que la electricidad se produce mediante la conversión de la energía mecánica del flujo de una fuente natural de agua, principalmente ríos.

Esta opción de clasificación también puede incluir centrales eléctricas que utilizan fuentes de energía renovables y no tradicionales:

· plantas de energía solar;

· plantas de energía geotérmica;

· centrales eólicas;

· Centrales mareomotrices y otras.

II. Para esta disciplina resulta de interés una clasificación más profunda de las centrales térmicas, que según el tipo de motores térmicos se dividen en:

1) centrales eléctricas de turbinas de vapor (STP);

2) centrales eléctricas de turbinas de gas (GTU);

3) centrales eléctricas de ciclo combinado (CGE);

4) centrales eléctricas que utilizan motores de combustión interna (ICE).

Entre estas centrales eléctricas, predominan las centrales de turbinas de vapor, que representan más del 95% de la capacidad instalada total de las centrales térmicas.

III. Dependiendo del tipo de energía suministrada a los consumidores externos, las centrales eléctricas de turbinas de vapor se dividen en:

1) centrales eléctricas de condensación (CPS), que suministran exclusivamente electricidad a consumidores externos;

2) centrales combinadas de calor y energía (CHP), que suministran energía tanto térmica como eléctrica a consumidores externos.

IV. Según su finalidad y subordinación departamental, las centrales eléctricas se dividen en:

1) centrales eléctricas distritales, que están diseñadas para suministrar electricidad a todos los consumidores de la región;

2) centrales eléctricas industriales, que forman parte de empresas industriales y están destinadas a suministrar electricidad principalmente a los consumidores de las empresas.

V. Dependiendo del tiempo de uso de la capacidad instalada durante el año, las centrales eléctricas se dividen en:

1) básico (B): 6000÷7500 horas/año, es decir más del 70% de la duración del año;

2) semibásico (P/B): 4000÷6000 h/año, 50÷70%;

3) medio pico (P/P): 2000÷4000 h/año, 20÷50%;

4) pico (P): hasta 2000 horas/año, hasta el 20% del año.

Esta opción de clasificación se puede ilustrar con el ejemplo de un gráfico de la duración de las cargas eléctricas:

Figura 1.1 – Gráfico de duración de cargas eléctricas

VI. Dependiendo de la presión del vapor que ingresa a las turbinas, las centrales térmicas con turbinas de vapor se dividen en:

1) baja presión: hasta 4 MPa;

2) presión media: hasta 9 – 13 MPa;

3) alta presión: hasta 25 – 30 MPa, incluyendo:

● presión subcrítica: hasta 18 – 20 MPa

● presión crítica y supercrítica: más de 22 MPa

VII. Dependiendo de la potencia, las centrales eléctricas de turbinas de vapor se dividen en:

1) centrales eléctricas de baja potencia: capacidad total instalada hasta 100 MW con una potencia unitaria de turbogeneradores instalados hasta 25 MW;

2) potencia media: capacidad total instalada hasta 1000 MW con una potencia unitaria de turbogeneradores instalados hasta 200 MW;

3) alta potencia: capacidad total instalada superior a 1000 MW con una potencia unitaria de turbogeneradores instalados superior a 200 MW.

VIII. Dependiendo del método de conexión de los generadores de vapor a los turbogeneradores, las centrales térmicas se dividen en:

1) centrales térmicas centralizadas (no unitarias), en las que el vapor de todas las calderas ingresa a una tubería de vapor central y luego se distribuye entre turbogeneradores (ver Fig. 1.2);

1 – generador de vapor; 2 – turbina de vapor; 3 - línea de vapor central (principal); 4 – condensador de turbina de vapor; 5 – generador eléctrico; 6 – transformador.

Figura 1.2 - Diagrama esquemático de una central térmica centralizada (sin bloque)

2) centrales térmicas de bloque, en las que cada uno de los generadores de vapor instalados está conectado a un turbogenerador muy específico (ver Fig. 1.3).

1 – generador de vapor; 2 – turbina de vapor; 3 – sobrecalentador intermedio; 4 – condensador de turbina de vapor; 5 – generador eléctrico; 6 – transformador.

Figura 1.3 - Diagrama esquemático de una central térmica en bloque.

A diferencia del diseño sin bloques, el diseño en bloques de las centrales térmicas requiere menos costos de capital, es más fácil de operar y crea las condiciones para la automatización completa de la instalación de turbinas de vapor de la central eléctrica. En el diagrama de bloques se reduce el número de tuberías y los volúmenes de producción de la estación para la colocación de equipos. Cuando se utiliza sobrecalentamiento intermedio de vapor, el uso de diagramas de bloques es obligatorio, ya que de lo contrario no es posible controlar el flujo de vapor liberado de la turbina para sobrecalentamiento.

1.2 Esquema tecnológico de la central térmica.

El diagrama tecnológico muestra las partes principales de la central eléctrica, su interconexión y, en consecuencia, muestra la secuencia de operaciones tecnológicas desde el momento de la entrega del combustible a la estación hasta el suministro de electricidad al consumidor.

A modo de ejemplo, la Figura 1.4 muestra un diagrama tecnológico de una central eléctrica con turbina de vapor de carbón pulverizado. Este tipo de central térmica predomina entre las centrales térmicas básicas existentes en Ucrania y en el extranjero.

Sol – consumo de combustible en la estación; Dp. g.- productividad del generador de vapor; Ds. norte. – consumo de vapor condicionado para las necesidades propias de la estación; Dt – consumo de vapor por turbina; Evir – cantidad de electricidad generada; Esn: consumo de electricidad para las necesidades propias de la estación; Eotp es la cantidad de electricidad suministrada a consumidores externos.

Figura 1.4 – Ejemplo de diagrama tecnológico de una central eléctrica de carbón pulverizado con turbina de vapor

El diagrama tecnológico de una central térmica se suele dividir en tres partes, que están marcadas con líneas de puntos en la Figura 1.4:

I … Ruta combustible-gas-aire, que incluye:

1 – instalaciones de combustible (dispositivos de descarga, almacenes de carbón crudo, plantas trituradoras, depósitos de carbón triturado, grúas, transportadores);

2 – sistema de preparación de polvo (molinos de carbón, ventiladores finos, depósitos de polvo de carbón, alimentadores);

3 – ventilador para suministrar aire para la combustión del combustible;

4 - generador de vapor;

5 – limpieza de gases;

6 – extractor de humos;

7 - Chimenea;

8 – bomba de escoria para transportar hidrocenizas y mezcla de escoria;

9 – suministro de mezcla de hidrocenizas y escorias para su eliminación.

En general, el camino combustible-gas-aire incluye : instalaciones de combustible, sistema de preparación de polvo, medios de tiro, conductos de humos de calderas y sistema de evacuación de cenizas y escorias.

II … Ruta vapor-agua, que incluye:

10 - turbina de vapor;

11 – condensador de turbina de vapor;

12 – bomba de circulación del sistema de suministro de agua circulante para enfriar el condensador;

13 – dispositivo de enfriamiento del sistema circulante;

14 – suministro de agua adicional para compensar las pérdidas de agua en el sistema de circulación;

15 – suministro de agua bruta para la preparación de agua químicamente purificada, compensando la pérdida de condensado en la estación;

16 – tratamiento químico del agua;

17 – bomba de tratamiento químico de agua que suministra agua adicional tratada químicamente a la corriente de condensado de vapor de escape;

18 – bomba de condensación;

19 – calentador regenerativo de agua de alimentación de baja presión;

20 – desaireador;

21 - Bomba de alimentación;

22 – calentador regenerativo de agua de alimentación de alta presión;

23 – bombas de drenaje para eliminar el condensado del vapor de calefacción del intercambiador de calor;

24 – extracción de vapor regenerativo;

25 – sobrecalentador intermedio.

En general, el camino vapor-agua incluye: parte de vapor-agua de la caldera, turbina, unidad de condensado, sistemas para preparar agua circulante de refrigeración y agua adicional purificada químicamente, un sistema para calentamiento regenerativo del agua de alimentación y desaireación del agua de alimentación.

III … Parte eléctrica que incluye:

26 - generador eléctrico;

27 – transformador elevador para electricidad suministrada a consumidores externos;

28 – barras de la aparamenta abierta de la central eléctrica;

29 – transformador de electricidad para las necesidades propias de la central eléctrica;

30 – barras del dispositivo de distribución de electricidad auxiliar.

Así, la parte eléctrica incluye: generadores eléctricos, transformadores y buses de aparamenta.

1.3 Indicadores técnicos y económicos de las centrales térmicas.

Los indicadores técnicos y económicos de las centrales térmicas se dividen en 3 grupos: energético, económico y operativo, que, respectivamente, tienen por objeto evaluar el nivel técnico, la eficiencia y la calidad de funcionamiento de la estación.

1.3.1 Rendimiento energético

Los principales indicadores energéticos de las centrales térmicas incluyen: eficiencia centrales eléctricas (), consumo específico de calor (), consumo específico de combustible para la generación de electricidad ().

Estos indicadores se denominan indicadores de eficiencia térmica de la planta.

Con base en los resultados de la operación real de la central eléctrica, la eficiencia está determinada por las relaciones:

; (1.1)

; (1.2)

Al diseñar una central eléctrica y analizar su funcionamiento, eficiencia. determinado por productos teniendo en cuenta la eficiencia. elementos individuales de la estación:

donde ηcat, ηturb – eficiencia. talleres de calderas y turbinas;

ηt. p.-k.p.d. flujo de calor, que tiene en cuenta la pérdida de calor por el refrigerante dentro de la estación debido a la transferencia de calor al medio ambiente a través de las paredes de la tubería y las fugas de refrigerante, ηt. n.= 0,98...0,99 (promedio 0,985);

esn es la proporción de electricidad gastada en las necesidades propias de la central eléctrica (accionamiento eléctrico en el sistema de preparación de combustible, accionamiento del equipo de tiro de la caldera, accionamiento de bombas, etc.), esn = Esn/Evir = 0,05...0,10 (cf. , 0,075);

qсн – proporción del consumo de calor para las necesidades propias (tratamiento químico del agua, desaireación del agua de alimentación, funcionamiento de los eyectores de vapor que proporcionan vacío en el condensador, etc.), qсн = 0,01...0,02 (cf. 0,015).

K.p.d. La calderería se puede representar como eficiencia. generador de vapor: ηcat = ηp. g = 0,88…0,96 (promedio 0,92)

K.p.d. El taller de turbinas se puede representar como eficiencia eléctrica absoluta. turbogenerador:

ηturb = ηt. g. = ηt · ηoi · ηм, (1.5)

donde ηt es la eficiencia térmica. ciclo de una planta de turbina de vapor (relación entre el calor utilizado y el calor suministrado), ηt = 0,42...0,46 (cf. 0,44);

ηoi – eficiencia relativa interna. turbinas (tiene en cuenta las pérdidas dentro de la turbina debido a la fricción del vapor, los flujos cruzados, la ventilación), ηoi = 0,76...0,92 (cf. 0,84);

ηm – eficiencia electromecánica, que tiene en cuenta las pérdidas durante la transferencia de energía mecánica de la turbina al generador y las pérdidas en el propio generador eléctrico, ηen = 0,98...0,99 (cf. 0,985).

Teniendo en cuenta el producto (1.5), expresión (1.4) para la eficiencia La central eléctrica neta toma la forma:

ηsnetto = ηпг·ηt· ηoi· ηм· ηтп·(1 – есн)·(1 – qсн); (1.6)

y luego de sustituir los valores promedio quedará:

ηsnetto = 0,92·0,44·0,84·0,985·0,985·(1 – 0,075)·(1 – 0,015) = 0,3;

En general, para una central eléctrica la eficiencia es net varía dentro del rango: ηsnet = 0,28…0,38.

El consumo específico de calor para la generación de electricidad está determinado por la relación:

, (1.7)

donde Qfuel es el calor obtenido de la combustión del combustible .

; (1.8)

donde pH es el índice estándar de eficiencia de la inversión, año-1.

El valor inverso del pH da el período de recuperación de las inversiones de capital, por ejemplo, con pH = 0,12 año-1, el período de recuperación será:

Los costos indicados se utilizan para seleccionar la opción más económica para construir una central eléctrica nueva o reconstruir una existente.

1.3.3 Rendimiento

Los indicadores operativos evalúan la calidad de operación de la central eléctrica y específicamente incluyen:

1) coeficiente de dotación de personal (número de personal de servicio por 1 MW de potencia instalada de la estación), W (personas/MW);

2) factor de utilización de la capacidad instalada de la central eléctrica (la relación entre la producción de electricidad real y la generación máxima posible)

; (1.16)

3) número de horas de uso de la capacidad instalada

4) tasa de disponibilidad de equipos y tasa de utilización técnica de equipos

; (1.18)

Los factores de disponibilidad de equipos para talleres de calderas y turbinas son: Kgotkot = 0,96...0,97, Kgotturb = 0,97...0,98.

La tasa de utilización de equipos para centrales térmicas es: KispTPP = 0,85…0,90.

1.4 Requisitos para centrales térmicas

Los requisitos para las centrales térmicas se dividen en 2 grupos: técnico y económico.

Los requisitos técnicos incluyen:

· confiabilidad (suministro eléctrico ininterrumpido de acuerdo con los requisitos del consumidor y el calendario de despacho de cargas eléctricas);

· maniobrabilidad (la capacidad de aumentar o eliminar rápidamente la carga, así como arrancar o detener unidades);

· eficiencia térmica (máxima eficiencia y mínimo consumo específico de combustible en varios modos de funcionamiento de la planta);

· respeto al medio ambiente (emisiones nocivas mínimas al medio ambiente y no exceder las emisiones permitidas en los distintos modos de funcionamiento de la planta).

Requisitos económicos se reducen al costo mínimo de electricidad, sujeto al cumplimiento de todos los requisitos técnicos.

1.5 Características de las centrales térmicas industriales.

Entre las principales características de las centrales térmicas industriales se encuentran:

1) comunicación bidireccional de la central con los principales talleres tecnológicos (la central proporciona la carga eléctrica de los talleres tecnológicos y, de acuerdo con la necesidad, cambia el suministro de electricidad, y los talleres en algunos casos son fuentes de recursos de energía renovable térmica y combustible que se utilizan en las centrales eléctricas);

2) la similitud de una serie de sistemas de centrales eléctricas y talleres tecnológicos de la empresa (suministro de combustible, suministro de agua, medios de transporte, base de reparación, lo que reduce los costos de construcción de la planta);

3) la presencia en las centrales industriales, además de turbogeneradores, de turbocompresores y turbosopladores para el suministro de gases de proceso a los talleres de la empresa;

4) el predominio de las centrales combinadas de calor y energía (CHP) entre las centrales eléctricas industriales;

5) capacidad relativamente pequeña de las centrales térmicas industriales:

70…80%, ≤ 100MW.

Las centrales térmicas industriales proporcionan entre el 15 y el 20% de la generación eléctrica total.

2 CONSTRUCCIÓN DE DIAGRAMAS TÉRMICOS DE TPP

2.1 Conceptos generales sobre circuitos térmicos

Los diagramas térmicos se relacionan con las rutas vapor-agua de las centrales eléctricas y muestran :

1) posición relativa de los equipos principal y auxiliar de la estación;

2) conexión tecnológica de equipos a través de tuberías de refrigerante.

Los circuitos térmicos se pueden dividir en 2 tipos:

1) fundamental;

2) ampliado.

Los diagramas esquemáticos muestran el equipo en la medida necesaria para calcular el circuito térmico y analizar los resultados del cálculo.

A partir del diagrama del circuito se resuelven las siguientes tareas:

1) determinar los costos y parámetros de los refrigerantes en varios elementos del circuito;

2) elegir equipo;

3) desarrollar circuitos térmicos detallados.

Circuitos Térmicos Ampliados Incluir todos los equipos de la estación, incluido el equipo de respaldo, todas las tuberías de la estación con válvulas de cierre y control.

A partir de los esquemas desarrollados se resuelven las siguientes tareas:

1) colocación mutua de equipos al diseñar centrales eléctricas;

2) ejecución de planos de trabajo durante el diseño;

3) operación de estaciones.

La construcción de diagramas térmicos está precedida por la resolución de las siguientes cuestiones:

1) selección del tipo de estación, que se realiza en función del tipo y cantidad de cargas de energía esperadas, es decir, CPP o CHP;

2) determinar la potencia eléctrica y térmica de la estación en su conjunto y la potencia de sus bloques (unidades) individuales;

3) seleccionar los parámetros de vapor inicial y final;

4) determinar la necesidad de sobrecalentamiento intermedio del vapor;

5) elegir los tipos de generadores de vapor y turbinas;

6) desarrollar un esquema para el calentamiento regenerativo del agua de alimentación;

7) componer las principales soluciones técnicas para el esquema térmico (potencia unitaria, parámetros de vapor, tipo de turbinas) con una serie de cuestiones auxiliares: preparación de agua adicional purificada químicamente, desaireación del agua, reciclaje del agua de purga del generador de vapor, accionamiento de bombas de alimentación y otros.

El desarrollo de los circuitos termales está influenciado principalmente por 3 factores:

1) el valor de los parámetros iniciales y finales del vapor en una instalación de turbina de vapor;

2) sobrecalentamiento intermedio del vapor;

3) calentamiento regenerativo del agua de alimentación.

2.2 Parámetros iniciales de vapor

Los parámetros iniciales del vapor son la presión (P1) y la temperatura (t1) del vapor antes de la válvula de cierre de la turbina.

2.2.1 Presión de vapor inicial

La presión inicial del vapor afecta la eficiencia. centrales eléctricas y, en primer lugar, a través de la eficiencia térmica. ciclo de una planta de turbina de vapor, que al determinar la eficiencia La central eléctrica tiene un valor mínimo (ηt = 0,42…0,46):

Para determinar la eficiencia térmica. puede ser usado es– diagrama de vapor de agua (ver Fig. 2.1):

(2.2)

donde Arriba está la pérdida de calor adiabática del vapor (para un ciclo ideal);

qsuministro es la cantidad de calor suministrada al ciclo;

i1, i2 – entalpía del vapor antes y después de la turbina;

i2" – entalpía del condensado del vapor expulsado en la turbina (i2" = cpt2).

Figura 2.1 – Hacia la determinación de la eficiencia térmica.

Los resultados del cálculo mediante la fórmula (2.2) dan los siguientes valores de eficiencia:

ηt, fracciones de unidades

Aquí, 3,4...23,5 MPa son las presiones de vapor estándar adoptadas para las centrales eléctricas de turbinas de vapor en el sector energético de Ucrania.

De los resultados del cálculo se deduce que con un aumento en la presión inicial del vapor, aumenta el valor de la eficiencia. aumenta. Junto con eso, Un aumento de presión tiene una serie de consecuencias negativas:

1) al aumentar la presión, el volumen de vapor disminuye, el área de flujo de la parte de flujo de la turbina y la longitud de las palas disminuyen y, en consecuencia, los flujos de vapor aumentan, lo que conduce a una disminución de la eficiencia relativa interna. turbinas (ηоі);

2) un aumento de presión conduce a un aumento de las pérdidas de vapor a través de los sellos de los extremos de la turbina;

3) aumenta el consumo de metales para los equipos y el costo de una planta de turbina de vapor.

Para eliminar el impacto negativo. Junto con un aumento de presión, se debe aumentar la potencia de la turbina, lo que garantiza :

1) aumento del flujo de vapor (excluye una disminución del área de flujo en la turbina y de la longitud de las palas);

2) reduce el escape relativo de vapor a través de los sellos mecánicos;

3) un aumento de presión junto con un aumento de potencia permite compactar las tuberías y reducir el consumo de metal.

La relación óptima entre la presión de vapor inicial y la potencia de la turbina, obtenida a partir de un análisis del funcionamiento de las centrales eléctricas existentes en el extranjero, se presenta en la Figura 2.2 (la relación óptima está marcada con sombreado).

Figura 2.2 – Relación entre la potencia del turbogenerador (N) y la presión inicial del vapor (P1).

2.2.2 Temperatura inicial del vapor

A medida que aumenta la presión inicial del vapor, aumenta la humedad del vapor en la salida de la turbina, lo que se ilustra en los gráficos del diagrama iS (ver Fig. 2.3).

Р1 > Р1" > Р1"" (t1 = constante, P2 = constante)

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Figura 2.3 – La naturaleza del cambio en el contenido de humedad final del vapor con un aumento en la presión inicial del vapor.

La presencia de humedad del vapor aumenta las pérdidas por fricción y reduce la eficiencia relativa interna. y provoca la erosión por gotas de las palas y otros elementos del recorrido del flujo de la turbina, lo que conduce a su destrucción.

La humedad máxima permitida del vapor (y2add) depende de la longitud de las palas (ll); Por ejemplo:

ll ≤ 750…1000 mm y2add ≤ 8…10%

ll ≤ 600 mm y2añadir ≤ 13%

Para reducir la humedad del vapor, se debe aumentar la temperatura junto con un aumento en la presión del vapor, como se ilustra en la Figura 2.4.

t1 > t1" > t1"" (P2 = constante)

x2 > x2" > x2"" (y = 1 - x)

y2< y2" < y2""

Figura 2.4 – La naturaleza del cambio en el contenido de humedad final del vapor con un aumento en la temperatura inicial del vapor.

La temperatura del vapor está limitada por la resistencia al calor del acero del que están hechos el sobrecalentador, las tuberías y los elementos de la turbina.

Es posible utilizar aceros de 4 clases:

1) aceros al carbono y al manganeso (con temperatura máxima tpr ≤ 450...500°C);

2) aceros al cromo-molibdeno y al cromo-molibdeno-vanadio de la clase perlítica (tpr ≤ 570...585°C);

3) aceros con alto contenido de cromo de la clase martensítico-ferrítica (tpr ≤ 600...630°C);

4) aceros inoxidables al cromo-níquel de clase austenítica (tpr ≤ 650...700°C).

Al pasar de una clase de acero a otra, el coste del equipo aumenta considerablemente.

Grado de acero

Coste relativo

En esta etapa, desde el punto de vista económico, es aconsejable utilizar acero perlítico con una temperatura de funcionamiento tr ≤ 540°C (565°C). Los aceros de las clases martensítico-ferrítica y austenítica provocan un fuerte aumento en el coste de los equipos.

También cabe destacar la influencia de la temperatura inicial del vapor sobre la eficiencia térmica. Ciclo de una planta de turbina de vapor. Un aumento de la temperatura del vapor conduce a un aumento de la eficiencia térmica:

El proceso tecnológico de convertir la materia prima (combustible) en el producto final (electricidad) se refleja en los diagramas tecnológicos de las centrales eléctricas.

Esquema tecnológico de una central térmica que funciona con carbón. , se muestra en la Figura 3.4. Es un conjunto complejo de caminos y sistemas interconectados: un sistema de preparación de polvo; sistema de encendido y suministro de combustible (ruta de combustible); sistema de eliminación de escorias y cenizas; camino gas-aire; un sistema de recorrido de vapor-agua, que incluye una caldera de vapor-agua y una unidad de turbina; un sistema para preparar y suministrar agua adicional para reponer las pérdidas de agua de alimentación; sistema técnico de suministro de agua que proporciona refrigeración por vapor; sistema de calentamiento de agua en red; un sistema de energía eléctrica, que incluye un generador síncrono, un transformador elevador, aparamenta de alto voltaje, etc.

A continuación se muestra una breve descripción de los principales sistemas y rutas de flujo de una central térmica utilizando el ejemplo de una central térmica de carbón.

Arroz. 3.3. Diagrama de proceso de una central eléctrica de carbón pulverizado.

1. Sistema de preparación de polvo. Ruta del combustible. La entrega de combustible sólido se realiza mediante ferrocarril en vagones góndola especiales 1 (ver figura 3.4). Los vagones de góndola con carbón se pesan en básculas ferroviarias. En invierno, los vagones de góndola con carbón pasan a través de un invernadero de descongelación, en el que las paredes de los vagones de góndola se calientan con aire caliente. A continuación, la góndola se introduce en un dispositivo de descarga: un volquete de coches. 2 , en el que gira alrededor del eje longitudinal en un ángulo de aproximadamente 180 0; El carbón se vierte sobre rejillas que cubren los contenedores receptores. El carbón de los búnkeres se alimenta mediante alimentadores al transportador. 4 , por donde llega al almacén de carbón 3 , o a través del departamento de trituración 5 en el depósito de carbón crudo de la sala de calderas 6 , al que también se puede entregar desde un almacén de carbón.

Desde la planta de trituración, el combustible ingresa al depósito de carbón crudo. 6 , y desde allí a través de alimentadores - a molinos de carbón pulverizado 7 . El polvo de carbón se transporta neumáticamente a través del separador. 8 y ciclón 9 en el contenedor de polvo de carbón 10 , y desde allí comederos 11 suministrada a los quemadores. El ventilador del molino aspira el aire del ciclón. 12 y se introduce en la cámara de combustión de la caldera. 13 .

Todo este recorrido de combustible, junto con el almacén de carbón, pertenece al sistema de suministro de combustible, que es atendido por el personal del departamento de transporte de combustible de la central térmica.

Las calderas de carbón pulverizado también tienen un combustible de arranque, normalmente fueloil. El fueloil se entrega en tanques ferroviarios, en los que se calienta con vapor antes de ser descargado. Utilizando la primera y segunda bombas de elevación, se suministra a las boquillas de fueloil. El combustible de arranque también puede ser gas natural suministrado desde el gasoducto a través del punto de control de gas hasta los quemadores de gas.

En las centrales térmicas que queman gas y petróleo, el ahorro de combustible se simplifica significativamente en comparación con las centrales térmicas de carbón pulverizado. El almacén de carbón, la sección de trituración, el sistema de transporte, los depósitos de carbón crudo y de polvo, así como los sistemas de recogida y eliminación de cenizas, se vuelven innecesarios.

2. Ruta gas-aire. Sistema de eliminación de escorias y cenizas. El aire necesario para la combustión se suministra al suministro de aire.

Calentadores de calderas de vapor con ventilador. 14 . El aire normalmente se toma desde la parte superior de la sala de calderas y (en el caso de calderas de vapor de alta capacidad) desde fuera de la sala de calderas.

Los gases generados durante la combustión en la cámara de combustión, tras salir de ella, pasan sucesivamente por los conductos de gas de la instalación de caldera, donde en el sobrecalentador de vapor (primario y secundario, si se realiza un ciclo con sobrecalentamiento intermedio de vapor) y el agua. economizador, el calor se transfiere al fluido de trabajo y el calentador de aire se suministra al aire de la caldera de vapor. Luego en recolectores de cenizas (precipitadores eléctricos) 15 Los gases se purifican de las cenizas volantes y a través de la chimenea. 17 extractores de humo 16 son liberados a la atmósfera.

La escoria y las cenizas que caen debajo de la cámara de combustión, el calentador de aire y los recolectores de cenizas se lavan con agua y se suministran a través de canales a las bombas de chorro. 33 , que los bombean a los vertederos de cenizas.

3. Camino vapor-agua. Vapor sobrecalentado en un sobrecalentador de una caldera de vapor. 13 a través de tuberías de vapor y un sistema de boquillas fluye hacia la turbina 22 .

Condensación del condensador 23 Las turbinas son alimentadas por bombas de condensado. 24 a través de calentadores regenerativos de baja presión 18 en el desaireador 20 , en el que se lleva agua a ebullición; al mismo tiempo, se libera de los gases agresivos O 2 y CO 2 disueltos en él, lo que evita la corrosión en el camino vapor-agua. El agua es suministrada desde el desaireador mediante bombas de alimentación. 21 a través de calentadores de alta presión 19 en el economizador de la caldera, proporcionando precalentamiento del agua y aumentando significativamente la eficiencia de la central térmica.

El camino vapor-agua de una central térmica es el más complejo y responsable, ya que en este camino se producen las temperaturas más altas del metal y las presiones más altas de vapor y agua.

Para garantizar el funcionamiento de la ruta vapor-agua, se requiere un sistema de preparación y suministro de agua adicional para reponer las pérdidas del fluido de trabajo, así como un sistema técnico de suministro de agua para centrales térmicas para suministrar agua de refrigeración al condensador de la turbina.

4. Sistema de preparación y suministro de agua adicional. El agua adicional se obtiene como resultado de la purificación química del agua cruda, realizada en filtros de intercambio iónico especiales para el tratamiento químico del agua.

Las pérdidas de vapor y condensado debidas a fugas en la ruta vapor-agua se reponen en este esquema con agua químicamente desmineralizada, que se suministra desde el tanque de agua desmineralizada mediante una bomba de transferencia a la línea de condensado detrás del condensador de turbina.

Los dispositivos para el tratamiento químico del agua de reposición se encuentran en el taller químico. 28 (taller de tratamiento químico de agua).

5. Sistema de enfriamiento por vapor. El agua de refrigeración se suministra al condensador desde el pozo de suministro de agua. 26 bombas de circulación 25 . El agua de refrigeración calentada en el condensador se descarga en un pozo colector. 27 la misma fuente de agua a una cierta distancia del punto de entrada, suficiente para garantizar que el agua calentada no se mezcle con el agua extraída.

En muchos esquemas tecnológicos de centrales térmicas, el agua de refrigeración se bombea a través de los tubos del condensador mediante bombas de circulación. 25 y luego ingresa a la torre de enfriamiento (torre de enfriamiento), donde, debido a la evaporación, el agua se enfría por la misma diferencia de temperatura por la que se calentó en el condensador. Un sistema de suministro de agua con torres de refrigeración se utiliza principalmente en centrales térmicas. El IES utiliza un sistema de abastecimiento de agua con estanques de enfriamiento. Cuando se produce enfriamiento por evaporación del agua, la evaporación es aproximadamente igual a la cantidad de vapor que se condensa en los condensadores de la turbina. Por lo tanto, es necesario recargar los sistemas de suministro de agua, normalmente con agua de río.

6. Sistema de calentamiento de agua en red. Los proyectos podrán prever una pequeña instalación de calefacción en red para la calefacción urbana de la central eléctrica y del pueblo adyacente. A los calentadores de red 29 En esta instalación el vapor proviene de extracciones de turbinas, el condensado se descarga a través de la línea 31 . El agua de la red se suministra al calentador y se elimina a través de tuberías. 30 .

7. Sistema de energía eléctrica. Un generador eléctrico hecho girar por una turbina de vapor produce corriente eléctrica alterna, que pasa a través de un transformador elevador hasta las barras colectoras de la aparamenta abierta (OSD) de la central térmica. Las barras del sistema auxiliar también están conectadas a los terminales del generador a través de un transformador auxiliar. Por tanto, los consumidores auxiliares de la unidad de potencia (motores eléctricos de unidades auxiliares: bombas, ventiladores, molinos, etc.) son alimentados por el generador de la unidad de potencia. Para suministrar electricidad a motores eléctricos, dispositivos de iluminación y dispositivos de la central eléctrica, existe un cuadro eléctrico auxiliar. 32 .

En casos especiales (situaciones de emergencia, deslastre de carga, arranque y parada), la alimentación auxiliar se proporciona a través de un transformador de barra de respaldo de la aparamenta exterior. El suministro de energía confiable a los motores eléctricos de las unidades auxiliares garantiza un funcionamiento confiable de las unidades de energía y de las centrales térmicas en su conjunto. La interrupción del suministro eléctrico para las necesidades propias provoca fallos y accidentes.

La diferencia fundamental entre el esquema tecnológico de una central eléctrica de turbina de gas (GTU) y una turbina de vapor es que en una GTU la energía química del combustible se convierte en energía mecánica en una unidad: una turbina de gas, como resultado de lo cual No es necesaria una caldera de vapor.

La instalación de turbina de gas (Fig. 3.5) consta de una cámara de combustión KS, una turbina de gas GT, un compresor de aire K y un generador eléctrico G. El compresor K aspira aire atmosférico y lo comprime a una media de 6 a 10 kg/cm 2 y lo suministra a la cámara de combustión KS. El combustible (por ejemplo, aceite solar, gas natural o industrial) también ingresa a la cámara de combustión, que arde en un ambiente de aire comprimido.

Arroz. 3.4. Diagrama tecnológico simplificado de una turbina de gas.

centrales eléctricas que utilizan combustible líquido o gaseoso: T – combustible; EN -

aire; KS – cámara de combustión; GT – turbina de gas; K – compresor de aire; G – generador eléctrico
Los gases calientes con una temperatura de 600 a 800 °C procedentes de la cámara de combustión ingresan a la turbina de gas GT. Al pasar a través de la turbina, se expanden a la presión atmosférica y, moviéndose a gran velocidad entre las palas, hacen girar el eje de la turbina. Los gases de escape escapan a la atmósfera a través del tubo de escape. Una parte importante de la potencia de una turbina de gas se gasta en hacer girar el compresor y otros dispositivos auxiliares.

Las principales ventajas de las turbinas de gas en comparación con las turbinas de vapor son:

1) falta de planta de calderas y tratamiento químico de agua;

2) una necesidad significativamente menor de agua de refrigeración, lo que permite utilizar unidades de turbina de gas en zonas con recursos hídricos limitados;

3) un número significativamente menor de personal operativo;

4) puesta en marcha rápida;

5) menor costo de la electricidad generada.
3.1.3. Diagramas de diseño de centrales térmicas.
Los TPP se dividen en bloque y no bloque según el tipo (estructura) del circuito térmico.

Con un diagrama de bloques Todos los equipos principales y auxiliares de la instalación no tienen conexiones tecnológicas con los equipos de otra instalación de la central. En las centrales eléctricas de combustibles fósiles, cada turbina recibe vapor únicamente de una o dos calderas conectadas a ella. Una planta de turbina de vapor, cuya turbina funciona con vapor de una caldera de vapor, se llama monobloque, si hay dos calderas por turbina – doble bloque.

Con un esquema sin bloqueo El vapor de la TPP de todas las calderas de vapor ingresa a una tubería principal común y solo desde allí se distribuye a las turbinas individuales. En algunos casos, es posible dirigir el vapor directamente desde las calderas a las turbinas, pero se conserva la línea de conexión común, por lo que siempre se puede utilizar el vapor de todas las calderas para alimentar cualquier turbina. Las líneas por las que se suministra agua a las calderas de vapor (tuberías de alimentación) también tienen conexiones transversales.

Las centrales térmicas de bloque son más baratas que las centrales térmicas sin bloque, ya que se simplifica el diseño de la tubería y se reduce el número de accesorios. En una estación de este tipo es más fácil controlar unidades individuales, las instalaciones tipo bloque son más fáciles de automatizar. En funcionamiento, el funcionamiento de una unidad no afecta a las unidades vecinas. Al ampliar una central eléctrica, la unidad posterior puede tener una potencia diferente y funcionar con nuevos parámetros. Esto permite instalar equipos más potentes con parámetros más altos en la estación ampliable, es decir. le permite mejorar los equipos y aumentar el rendimiento técnico y económico de la central eléctrica. El proceso de instalación de nuevos equipos no afecta el funcionamiento de las unidades previamente instaladas. Sin embargo, para el funcionamiento normal de las centrales térmicas de bloque, la confiabilidad de sus equipos debe ser significativamente mayor que la de las centrales térmicas de no bloque. Las unidades no cuentan con calderas de vapor de respaldo; si la posible productividad de la caldera es superior al caudal requerido para una determinada turbina, parte del vapor (la llamada reserva oculta, muy utilizada en centrales térmicas no unitarias) no puede transferirse a otra instalación. Para plantas de turbinas de vapor con sobrecalentamiento intermedio del vapor, un diagrama de bloques es prácticamente el único posible, ya que un diagrama de planta sin bloques en este caso sería demasiado complejo.

En nuestro país, las instalaciones de turbinas de vapor de centrales térmicas sin extracción controlada de vapor con presión inicial PAG 0 ≤8,8 MPa e instalaciones con extracciones controladas a PAG 0 ≤12,7 MPa, que funcionan en ciclos sin sobrecalentamiento intermedio del vapor, se construyen sin bloqueo. A presiones más altas (en IES en PAG 0 ≥12,7 MPa, y en centrales térmicas a PAG 0 = 23,5 MPa) todas las unidades de turbina de vapor funcionan en ciclos con sobrecalentamiento intermedio y las estaciones con tales instalaciones se construyen en bloques.

El edificio principal (edificio principal) alberga los equipos principales y auxiliares utilizados directamente en el proceso tecnológico de la central eléctrica. La disposición mutua de equipos y estructuras de construcción se llama Disposición del edificio principal de la central eléctrica..

El edificio principal de una central eléctrica suele estar formado por una sala de turbinas, una sala de calderas (con una sala de combustible cuando funciona con combustible sólido) o una sala de reactores en una central nuclear y una sala de desaireación. En la sala de máquinas, junto con los equipos principales (principalmente unidades de turbina), se ubican: bombas de condensado, calentadores regenerativos de baja y alta presión, unidades de bombas de alimentación, evaporadores, convertidores de vapor, calentadores de red (en centrales térmicas), auxiliares. calentadores y otros intercambiadores de calor.

En climas cálidos (por ejemplo, en el Cáucaso, Asia Central, etc.), en ausencia de precipitaciones importantes, tormentas de polvo, etc. Las CPP, especialmente las plantas de gas y petróleo, utilizan un diseño abierto de equipos. Al mismo tiempo, se instalan marquesinas sobre las calderas y las unidades de turbina se protegen con refugios ligeros; El equipo auxiliar de la unidad de turbina se coloca en una sala de condensación cerrada. La capacidad cúbica específica del edificio principal de una central eléctrica de distribución abierta se reduce a 0,2-0,3 m 3 /kW, lo que reduce el coste de construcción de una central térmica. En las instalaciones de la central eléctrica se instalan puentes grúa y otros mecanismos de elevación para la instalación y reparación de equipos eléctricos.

En la Fig. 3.6. Se muestra el diagrama de diseño de la unidad de potencia de una central eléctrica de carbón pulverizado: I – sala del generador de vapor; II – cuarto de máquinas, III – estación de bombeo de agua de refrigeración; 1 – dispositivo de descarga; 2 - planta de trituración; 3 – economizador de agua y calentador de aire; 4 – sobrecalentadores de vapor; 5 , 6 – cámara de combustión; 7 – quemadores de carbón pulverizado; 8 - generador de vapor; 9 – ventilador de molino; 10 – depósito de polvo de carbón; 11 – alimentadores de polvo; 12 – tuberías intermedias de vapor de sobrecalentamiento; 13 – desaireador; 14 - turbina de vapor; 15 - generador eléctrico; 16 – transformador eléctrico elevador; 17 – condensador; 18 – tuberías de suministro y drenaje de agua de refrigeración; 19 – bombas de condensado; 20 – HDPE regenerativo; 21 - Bomba de alimentación; 22 – LDPE regenerativo; 23 - ventilador; 24 – recogedor de cenizas; 25 – canales de eliminación de escorias y cenizas; EE.UU.– electricidad de alto voltaje.

En la Fig. 3.7 muestra un diagrama de diseño simplificado de una central de gasóleo con una capacidad de 2400 MW, indicando la ubicación solo del equipo principal y parte de los auxiliares, así como las dimensiones de las estructuras (m): 1 - sala de calderas; 2 – compartimento de la turbina; 3 – compartimento del condensador; 4 – compartimento del generador; 5 – compartimento desaireador; 6 - ventilador; 7 – calentadores de aire regenerativos; 8 – sistema de distribución para necesidades propias (RUSN); 9 - Chimenea.

Arroz. 3.7. Disposición del edificio principal de la planta de gas y petróleo.

centrales eléctricas con una capacidad de 2400 MW
El equipo principal de las IES (unidades de calderas y turbinas) se encuentra en el edificio principal, calderas y una unidad de preparación de polvo (en las IES que queman, por ejemplo, carbón en forma de polvo), en la sala de calderas, unidades de turbinas y sus Equipo auxiliar: en la sala de turbinas de la central eléctrica. En las centrales térmicas se instala principalmente una caldera por turbina. La caldera con la unidad de turbina y su equipo auxiliar forman una parte separada: una central eléctrica monobloque.

Las turbinas con una capacidad de 150 a 1200 MW requieren calderas con una capacidad de 500 a 3600 m 3 /h de vapor, respectivamente. Anteriormente, las centrales eléctricas de los distritos estatales utilizaban dos calderas por turbina, es decir. bloques dobles . En las centrales térmicas sin sobrecalentamiento de vapor intermedio con unidades de turbina con una capacidad de 100 MW o menos, se utilizó un esquema centralizado sin bloque, en el que el vapor de las calderas se desvía a una tubería de vapor común y desde allí se distribuye entre las turbinas.

Las dimensiones del edificio principal dependen de la potencia del equipo colocado en él: la longitud de un bloque es de 30 a 100 m, el ancho es de 70 a 100 m, la altura de la sala de máquinas es de unos 30 m, la sala de calderas es más de 50 m. La rentabilidad de la distribución del edificio principal se estima aproximadamente por la capacidad cúbica específica, equivalente a aproximadamente 0,7-0,8 m 3 /kW en una central eléctrica alimentada con carbón pulverizado. , y en gasóleo, alrededor de 0,6 a 0,7 m 3 / kW. Algunos de los equipos auxiliares de la sala de calderas (extractores de humo, ventiladores, recolectores de cenizas, ciclones de polvo y separadores de polvo del sistema de preparación de polvo) suelen instalarse fuera del edificio, al aire libre.

Los CES se construyen directamente cerca de fuentes de suministro de agua (río, lago, mar); A menudo se crea un depósito (estanque) al lado del CPP. En el territorio de la IES, además del edificio principal, existen estructuras y dispositivos para el suministro técnico de agua y tratamiento químico de agua, instalaciones de combustible, transformadores eléctricos, aparamenta, laboratorios y talleres, almacenes de materiales, locales de oficinas para el personal de servicio de la IES. . El suministro de combustible al territorio del CPP suele realizarse mediante trenes. Las cenizas y escorias de la cámara de combustión y de los colectores de cenizas se eliminan hidráulicamente. En el territorio de la IES se colocan vías férreas y carreteras y se construyen conclusiones. líneas eléctricas, ingeniería de comunicaciones terrestres y subterráneas. El área de territorio ocupada por las estructuras de CPP es, según la capacidad de la central eléctrica, el tipo de combustible y otras condiciones, de 25 a 70 hectáreas. .

Las grandes centrales eléctricas de carbón pulverizado en Rusia reciben mantenimiento de personal a razón de 1 persona por cada 3 MW de capacidad (aproximadamente 1000 personas en una central eléctrica con una capacidad de 3000 MW); Además, se requiere personal de mantenimiento.

El poder de IES depende de los recursos de agua y combustible, así como de los requisitos de protección ambiental: garantizar la limpieza normal del aire y las cuencas de agua. Las emisiones de productos de la combustión de combustible en forma de partículas sólidas al aire en el área del CPP están limitadas por la instalación de recolectores de cenizas avanzados (precipitadores eléctricos con una eficiencia de aproximadamente el 99%). Las impurezas restantes, óxidos de azufre y nitrógeno, se dispersan mediante chimeneas altas, que están construidas para eliminar las impurezas nocivas a las capas superiores de la atmósfera. Las chimeneas con una altura de hasta 300 mo más se construyen con hormigón armado o con 3 o 4 troncos metálicos dentro de una carcasa de hormigón armado o una estructura metálica común.

El control de numerosos y diversos equipos IES sólo es posible sobre la base de una automatización integral de los procesos de producción. Las turbinas de condensación modernas están totalmente automatizadas. La unidad de caldera controla automáticamente los procesos de combustión del combustible, alimentando la unidad de caldera con agua, manteniendo la temperatura de sobrecalentamiento del vapor, etc. Otros procesos de IES también están automatizados: mantener modos de funcionamiento específicos, arrancar y detener unidades, proteger el equipo durante condiciones anormales y de emergencia.
3.1.4. Equipos principales de centrales térmicas.
Ir a los equipos principales de las centrales térmicas. incluyen calderas de vapor (generadores de vapor), turbinas, generadores síncronos, transformadores.

Todas las unidades enumeradas están estandarizadas de acuerdo con los indicadores relevantes. La elección del equipo está determinada principalmente por el tipo de central eléctrica y su potencia. Casi todas las centrales eléctricas de nuevo diseño son del tipo bloque, su característica principal es la potencia de las unidades de turbina.

Actualmente, se producen unidades de potencia de condensación domésticas en serie de centrales térmicas con capacidades de 200, 300, 500, 800 y 1200 MW. Para las centrales térmicas, junto con las unidades con una capacidad de 250 MW, se utilizan unidades de turbina con una capacidad de 50, 100 y 175 MW, en las que el principio de bloque se combina con enlaces cruzados individuales de equipos.

Para una potencia determinada de una central eléctrica, la gama de equipos incluidos en las unidades de potencia se selecciona en función de su potencia, los parámetros de vapor y el tipo de combustible utilizado.
3.1.4.1. Calderas de vapor
Caldera de vapor(ORDENADOR PERSONAL) – Intercambiador de calor para producir vapor con una presión superior a la atmosférica, formado junto con equipos auxiliares. unidad de caldera.

Las características de la PC son:

producción de vapor;
parámetros de funcionamiento del vapor (temperatura y presión) después de los sobrecalentadores primario e intermedio;
superficie de calentamiento, es decir una superficie lavada por los gases de combustión por un lado y agua de alimentación por el otro;
Eficiencia, es decir la relación entre la cantidad de calor contenida en el vapor y el poder calorífico del combustible utilizado para producir este vapor.

El flujo de vapor a la turbina generalmente se ajusta para el modo de funcionamiento invernal de la central eléctrica. El rendimiento de la caldera de vapor debe seleccionarse teniendo en cuenta el aumento del flujo de vapor a la turbina debido al aumento de presión en el condensador en verano, las fugas de vapor y condensado, la inclusión de instalaciones de red para la liberación de calor y otros costos. . De acuerdo con esto, la productividad de la caldera de vapor se selecciona en función del flujo máximo de vapor fresco a través de la turbina, teniendo en cuenta el consumo de vapor para las necesidades propias de la central eléctrica y proporcionando una cierta reserva para el uso de la reserva rotativa y otros. propósitos.

Las características de las PC también son el peso, las dimensiones, el consumo de metal y el equipo disponible para la mecanización y automatización del mantenimiento.

Las primeras PC tenían forma esférica. Esta forma también la tenía el PC construido en 1765 por I. Polzunov, que creó la primera máquina de vapor universal y sentó así las bases para el aprovechamiento energético del vapor de agua. Al principio, las PC se fabricaban de cobre y luego de hierro fundido. A finales del siglo XVIII, el nivel de desarrollo de la metalurgia ferrosa hizo posible producir PC cilíndricas de acero a partir de material laminado mediante remachado. Los cambios graduales en los diseños de PC han dado lugar a numerosas variedades. La caldera cilíndrica, que tenía un diámetro de hasta 0,9 my una longitud de 12 m, se montó con un revestimiento de ladrillo, en el que se dispusieron todos los canales de gas. La superficie de calentamiento de dicha PC se formó solo en la parte inferior de la caldera.

El deseo de mejorar los parámetros de la PC ha llevado a un aumento de las dimensiones y un aumento en el número de flujos de agua y vapor. El aumento en el número de hilos fue en dos direcciones: desarrollo calderas de tubos de gas, en particular las calderas de vapor de tubos de gas para locomotoras, y el desarrollo calderas acuotubulares, que son la base de las modernas calderas. El aumento de la superficie de calentamiento de las calderas acuotubulares estuvo acompañado de un aumento de las dimensiones y, en primer lugar, de la altura de la caldera. La eficiencia de la PC alcanzó el 93-95%.

Inicialmente, las PC de tubo de agua eran solo PC bar tipo banal , en el que se combinaban haces de tubos (bobinas) rectos o curvos con tambores cilíndricos de acero (Fig. 3.8).

Arroz. 3.8. Diagrama esquemático de una PC tipo tambor:

1 - cámara de combustión; 2 – quemador; 3 – tubos de pantalla; 4 -tambor;

5 – tubos de descenso; 6 – sobrecalentador de vapor; 7 – sobrecalentador secundario (intermedio); 8 – economizador; 9 - calentador de aire.
En la cámara de combustión 1 Los quemadores están ubicados. 2, a través del cual una mezcla de combustible y aire caliente ingresa a la cámara de combustión. El número y tipo de quemadores depende de su rendimiento, potencia unitaria y tipo de combustible. Los tres tipos de combustible más comunes son el carbón, el gas natural y el fueloil. El carbón se convierte primero en polvo de carbón, que se sopla mediante aire a través de los quemadores hasta la cámara de combustión.

Las paredes de la cámara de combustión están cubiertas desde el interior con tubos (rejillas) 3, que absorben el calor de los gases calientes. El agua ingresa a las tuberías de la pantalla a través de tuberías inferiores sin calefacción. 5 del tambor 4, en el que un nivel determinado se mantiene constantemente . El agua hierve en los tubos de la pantalla y se mueve hacia arriba en forma de una mezcla de vapor y agua, y luego ingresa al espacio de vapor del tambor. Así, durante el funcionamiento de la caldera, se produce una circulación natural de agua y vapor en el circuito: tambor - tubos inferiores - tubos de criba - tambor. Por tanto, la caldera que se muestra en la Fig. 3.8, se denomina caldera de tambor con circulación natural. La eliminación de vapor a la turbina se repone suministrando agua de alimentación al tambor de la caldera mediante bombas.

El vapor que sale de los tubos de criba hacia el espacio de vapor del tambor está saturado y de esta forma, aunque tiene la presión de funcionamiento total, todavía no es adecuado para su uso en una turbina, ya que tiene una eficiencia relativamente baja. Además, la humedad del vapor saturado durante la expansión de la turbina aumenta hasta límites peligrosos para la fiabilidad de las palas del rotor. Por lo tanto, el vapor del tambor se dirige al sobrecalentador. 6, donde se le imparte una cantidad adicional de calor, por lo que se sobrecalienta debido a la saturación. Al mismo tiempo, su temperatura aumenta hasta aproximadamente 560 ° C y, en consecuencia, aumenta su rendimiento. Dependiendo de la ubicación del sobrecalentador en la caldera y, en consecuencia, del tipo de intercambio de calor que se produce en él, se distinguen sobrecalentadores de radiación, de pantalla (semi-radiación) y convectivos.

Sobrecalentadores de radiación colocado en el techo de la cámara de combustión o en sus paredes, a menudo entre los tubos de la pantalla. Ellos, como pantallas de evaporación, perciben el calor emitido por la antorcha del combustible quemado. Sobrecalentadores de pantalla, fabricados en forma de pantallas planas separadas a partir de tubos conectados en paralelo, se refuerzan a la salida del horno frente a la parte convectiva de la caldera. El intercambio de calor en ellos se realiza tanto por radiación como por convección. Sobrecalentadores convectivos ubicado en el conducto de humos de la caldera, generalmente detrás de mamparas o detrás de la cámara de combustión; son paquetes de bobinas de varias filas. Los sobrecalentadores que consisten únicamente en etapas convectivas generalmente se instalan en calderas de media y baja presión a una temperatura del vapor sobrecalentado que no supera los 440–510 ºС. En calderas de alta presión con un sobrecalentamiento de vapor significativo, se utilizan sobrecalentadores de vapor combinados, que incluyen partes convectivas, de pantalla y, a veces, de radiación.

A una presión de vapor de 14 MPa (140 kgf/cm2) y superior, generalmente se instala un sobrecalentador secundario (intermedio) detrás del sobrecalentador primario. 7 . Al igual que el primario, está formado por tubos de acero doblados en bobinas. Aquí se envía el vapor que ha trabajado en el cilindro de alta presión (HPC) de la turbina y que tiene una temperatura cercana a la temperatura de saturación a una presión de 2,5 a 4 MPa. . En el sobrecalentador secundario (intermedio), la temperatura de este vapor vuelve a subir a 560 °C y su rendimiento aumenta en consecuencia, después de lo cual pasa a través de un cilindro de media presión (MPC) y un cilindro de baja presión (LPC), donde se expande. a la presión del vapor de escape (0,003–0,007 MPa ). El uso de sobrecalentamiento intermedio de vapor, a pesar de la complejidad del diseño de la caldera y la turbina y un aumento significativo en el número de líneas de vapor, tiene grandes ventajas económicas en comparación con las calderas sin sobrecalentamiento intermedio de vapor. El consumo de vapor por turbina se reduce aproximadamente a la mitad y el consumo de combustible se reduce entre un 4% y un 5%. La presencia de sobrecalentamiento intermedio del vapor también reduce la humedad del vapor en las últimas etapas de la turbina, por lo que se reduce el desgaste de las palas por las gotas de agua y se aumenta ligeramente la eficiencia de la turbina de baja presión.

Además, en la parte trasera de la caldera hay superficies auxiliares diseñadas para aprovechar el calor de los gases de combustión. En esta parte convectiva de la caldera hay un economizador de agua. 8, donde el agua de alimentación se calienta antes de entrar al tambor, y el calentador de aire 9, Sirve para calentar el aire antes de alimentarlo a los quemadores y al circuito de preparación de polvo, lo que aumenta la eficiencia del PC. Los gases de combustión enfriados con una temperatura de 120 a 150 °C son aspirados hacia la chimenea mediante un extractor de humos.

Una mejora adicional de las PC con tuberías de agua hizo posible crear una PC que consta enteramente de tubos de acero de pequeño diámetro, en los que entra agua a presión por un extremo y sale vapor de parámetros específicos por el otro: el llamado caldera de paso único (Figura 3.9). Por lo tanto, se trata de una PC en la que se produce la evaporación completa del agua durante un único paso (de flujo directo) de agua a través de la superficie de calentamiento por evaporación. El agua se suministra a la PC de flujo directo mediante una bomba de alimentación a través de un economizador. Este tipo de caldera no tiene tambor ni bajantes.

Arroz. 3.9. Diagrama esquemático de una PC de flujo directo:

1 – pantallas de la parte inferior de radiación; 2 – quemadores; 3 – pantallas de la parte superior de radiación; 4 – sobrecalentador de vapor de pantalla; 5 – sobrecalentador convectivo; 6 – sobrecalentador secundario; 7 – economizador de agua; 8 – suministro de agua de alimentación; 9 – eliminación de vapor a la turbina; 10 – suministro de vapor desde el HPC para sobrecalentamiento secundario; 11 – evacuación del vapor a la cámara de calefacción central después del sobrecalentamiento secundario; 12 – eliminación de gases de combustión al calentador de aire
La superficie de calentamiento de la caldera se puede imaginar como una serie de serpentines paralelos, en los que el agua se calienta a medida que se mueve, se convierte en vapor y luego el vapor se sobrecalienta a la temperatura deseada. Estos serpentines están situados tanto en las paredes de la cámara de combustión como en los conductos de humos de la caldera. Los dispositivos de combustión, el sobrecalentador secundario y el calentador de aire de las calderas de flujo directo no se diferencian de los de las calderas de tambor.

En las calderas de tambor, a medida que el agua se evapora, aumenta la concentración de sales en el agua restante de la caldera, debiendo siempre tirarse fuera de la caldera una pequeña porción de esta agua de caldera, aproximadamente un 0,5%, para evitar que aumente la concentración de sales. por encima de cierto límite. Este proceso se llama purga caldera Para las calderas de flujo directo, este método de eliminación de sales acumuladas no es aplicable debido a la falta de volumen de agua y, por lo tanto, los estándares de calidad del agua de alimentación para ellas son mucho más estrictos.

Otra desventaja de las PC de flujo directo es el mayor consumo de energía para accionar la bomba de alimentación.

Las PC de flujo directo generalmente se instalan en áreas de condensación. plantas de energía, donde las calderas se alimentan con agua desmineralizada. Su uso en centrales térmicas está asociado con mayores costos de purificación química del agua adicional (de reposición). Las calderas de flujo directo más eficaces son las que funcionan con presiones supercríticas (superiores a 22 MPa), donde otros tipos de calderas no son aplicables.

En las unidades de potencia, se instala una caldera por turbina ( monobloques), o dos calderas de media capacidad. a los beneficios bloques dobles Esto puede incluir la posibilidad de operar la unidad a media carga en la turbina en caso de daño a una de las calderas. Sin embargo, la presencia de dos calderas en un bloque complica significativamente todo el circuito y el control del bloque, lo que en sí mismo reduce la fiabilidad del bloque en su conjunto. Además, el funcionamiento del aparato a media carga resulta muy antieconómico. La experiencia de varias estaciones ha demostrado que los monobloques pueden funcionar de manera no menos confiable que los bloques dobles.

Instalaciones en bloque para presiones hasta 130 kgf/cm 2 (13 MPa) se utilizan calderas de tambor y de flujo directo. En instalaciones para presión 240 kgf/cm 2 (24 MPa) y más alto Sólo se utilizan calderas de flujo directo.

Caldera de cogeneración es una unidad de caldera de una planta combinada de calor y energía (CHP), que proporciona suministro simultáneo de vapor a las turbinas de calefacción y la producción de vapor o agua caliente para necesidades tecnológicas, de calefacción y de otro tipo. A diferencia de las calderas IES, las calderas de calefacción urbana suelen utilizar condensado contaminado devuelto como suministro de agua. Para tales condiciones de funcionamiento, las calderas de tambor con evaporación por etapas son las más adecuadas. En la mayoría de las centrales térmicas, las calderas de calefacción tienen conexiones cruzadas para vapor y agua. En la Federación de Rusia, en las centrales térmicas las más comunes son las calderas de tambor con una capacidad de vapor de 420 t/h (presión de vapor 14 MPa, temperatura 560 ºC). Desde 1970, en potentes centrales térmicas con cargas de calefacción predominantes, cuando casi todo el condensado se devuelve en forma pura, se utilizan monobloques con calderas de flujo directo con una capacidad de vapor de 545 t/h (25 MPa). , 545 ºС).

Las PC con calefacción también pueden incluir calderas de agua caliente pico, que se utilizan para el calentamiento adicional del agua cuando la carga térmica aumenta más allá del máximo proporcionado por las extracciones de las turbinas. En este caso, el agua se calienta primero con vapor en calderas a 110-120 ºС y luego en calderas a 150-170 ºС. En nuestro país, estas calderas suelen instalarse junto al edificio principal de la central térmica. El uso de calderas de calentamiento de agua caliente relativamente económicas para aliviar los picos de carga de calor a corto plazo puede aumentar drásticamente la cantidad de horas de uso del equipo de calefacción principal y aumentar la eficiencia de su funcionamiento.

Para el suministro de calor a zonas residenciales, a menudo se utilizan calderas de gasóleo para calentar agua del tipo KVGM, que funcionan con gas. Como combustible de reserva para este tipo de calderas se utiliza fueloil, que se calienta mediante calderas de vapor de tambor de gasóleo.

3.1.4.2. Turbinas de vapor
Turbina de vapor(PT) es un motor térmico en el que la energía potencial del vapor se convierte en energía cinética de un chorro de vapor, y esta última se convierte en energía mecánica de rotación del rotor.

Han estado intentando crear un PT desde la antigüedad. Se conoce una descripción de un PT primitivo realizada por Garza de Alejandría (siglo I a.C.). Sin embargo, sólo a finales del siglo XIX, cuando la termodinámica, la ingeniería mecánica y la metalurgia habían alcanzado un nivel suficiente, K.G. Laval (Suecia) y C.A. Parsons (Gran Bretaña) creó de forma independiente PT industrialmente adecuados en 1884-1889.

Laval utilizó la expansión de vapor en boquillas estacionarias cónicas en un paso desde la presión inicial hasta la final y dirigió el chorro resultante (con velocidad de escape supersónica) hacia una fila de palas de trabajo montadas en un disco. Los PT que operan según este principio se denominan activo PT. La imposibilidad de obtener una gran potencia agregada y la altísima velocidad de rotación de los PT Laval de una etapa (hasta 30.000 rpm para las primeras muestras) llevaron a que conservaran su importancia sólo para accionar los mecanismos auxiliares.

Parsons creó un sistema de varias etapas. chorro PT, en el que la expansión del vapor se llevó a cabo en una gran cantidad de etapas ubicadas sucesivamente no solo en los canales de las palas fijas (guía), sino también entre las palas móviles (de trabajo). El jet Parsons PT se utilizó durante algún tiempo principalmente en buques de guerra, pero gradualmente fue dando paso a aviones combinados más compactos. activo-reactivo PT en los que la parte reactiva de alta presión se reemplaza por un disco activo. Como resultado, las pérdidas debidas a la fuga de vapor a través de los espacios en el aparato de palas han disminuido y la turbina se ha vuelto más sencilla y económica.

Las centrales eléctricas activas PT han evolucionado hacia la creación de diseños de múltiples etapas, en las que la expansión del vapor se lleva a cabo en varias etapas secuenciales. Esto hizo posible aumentar significativamente la potencia unitaria del PT, manteniendo al mismo tiempo una velocidad de rotación moderada necesaria para la conexión directa del eje del PT con el mecanismo que hace girar, en particular, un generador eléctrico.

Existen varias opciones de diseño para las turbinas de vapor, lo que permite clasificarlas según una serie de características.

Según el sentido del viaje se distingue el flujo de vapor PT axial, en el que el flujo de vapor se mueve a lo largo del eje de la turbina, y PT radial, cuya dirección del flujo de vapor es perpendicular y las palas de trabajo están ubicadas paralelas al eje de rotación. En la Federación de Rusia, solo se construyen PT axiales.

Por número de cuerpos (cilindros) PT se divide en monocasco, doble casco Y tres casco(con cilindros de alta, media y baja presión) . El diseño de carcasa múltiple permite el uso de grandes diferencias de entalpía disponibles mediante la colocación de una gran cantidad de etapas de presión, el uso de metales de alta calidad en la parte de alta presión y una bifurcación del flujo de vapor en la parte de baja presión. Al mismo tiempo, un PT de este tipo resulta más caro, más pesado y más complejo.

Por número de ejes diferenciar eje único PT, en el que los ejes de todas las carcasas están en el mismo eje, así como doble eje o tres ejes, que consta de dos o tres PT paralelos de un solo eje conectados por un proceso térmico común, y para los PT de barco también por una transmisión por engranajes común (caja de cambios).

La parte fija del PT (carcasa) es desmontable en un plano horizontal para permitir la instalación del rotor. La carcasa tiene huecos para instalar diafragmas, cuyo conector coincide con el plano del conector de la carcasa. A lo largo de la periferia de los diafragmas hay canales de tobera formados por paletas curvas fundidas en el cuerpo de los diafragmas o soldadas a él. En los lugares donde el eje pasa a través de las paredes de la carcasa, se instalan sellos de extremo tipo laberinto para evitar fugas de vapor hacia el exterior (desde el lado de alta presión) y la succión de aire hacia la carcasa (desde el lado de baja presión). Los sellos laberínticos también se instalan en los lugares donde el rotor pasa a través de los diafragmas para evitar que el vapor fluya de una etapa a otra sin pasar por las boquillas. Se instala un regulador de límite (regulador de seguridad) en el extremo frontal del eje, que detiene automáticamente el PT cuando la velocidad de rotación aumenta entre un 10% y un 12% por encima de la nominal. El extremo trasero del rotor está equipado con un dispositivo de giro del eje accionado eléctricamente para girar lentamente (4 a 6 rpm) el rotor después de detener el PT, lo cual es necesario para su enfriamiento uniforme.

En la Fig. La Figura 3.10 muestra esquemáticamente la estructura de una de las etapas intermedias de una turbina de vapor moderna en una central térmica. El escenario consta de un disco con palas y un diafragma. El diafragma es una partición vertical entre dos discos, en la que a lo largo de toda la circunferencia opuestas a las palas de trabajo se ubican paletas guía fijas, formando boquillas para la expansión del vapor. Los diafragmas están formados por dos mitades con una división horizontal, cada una de las cuales está fijada en la mitad correspondiente de la carcasa de la turbina.

Arroz. 3.10. Construcción de una de las etapas de un multietapa.

turbinas: 1 – eje; 2 – disco; 3 – hoja de trabajo; 4 – pared del cilindro de la turbina; 5 – rejilla de boquilla; 6 – diafragma;

7 – sello de diafragma
Un gran número de etapas obliga a fabricar la turbina a partir de varios cilindros, colocando entre 10 y 12 etapas en cada uno. En las turbinas con sobrecalentamiento intermedio de vapor, en el primer cilindro de alta presión (HPC) suele ubicarse un grupo de etapas, que convierte la energía del vapor de los parámetros iniciales a la presión a la que el vapor ingresa al sobrecalentamiento intermedio. Después del sobrecalentamiento intermedio del vapor en turbinas de 200 y 300 MW de potencia, el vapor entra en dos cilindros más: el CSD y el LPC.

Prueba

Estaciones electricas

1 características generales centrales eléctricas

2.1 Centrales térmicas de condensación (CHPS)

2.3 Centrales hidroeléctricas

2.5 Centrales eléctricas de turbinas de gas (GTPP)

2.6 Centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo (PSPP)

3.1 Transporte de combustible

3.3 Fuentes de energía para las necesidades auxiliares de las centrales eléctricas.

1 Características generales de las centrales eléctricas.

Una central eléctrica es una empresa industrial que produce energía eléctrica y, en algunos casos, térmica a partir de la conversiónrecursos energéticos primarios.

Dependiendo de los tipos de fuentes de energía naturales (combustibles sólidos, líquidos, gaseosos, nucleares, energía hidráulica), las centrales se dividen en térmicas (centrales térmicas), hidráulicas (centrales hidroeléctricas), centrales nucleares (centrales nucleares). en las que también se genera energía térmica simultáneamente con energía eléctrica, se denominan centrales combinadas de calor y electricidad (CHP).

Para cada tipo de estación, se desarrolla su propio esquema tecnológico para convertir la energía primaria en electricidad y, para las centrales térmicas, en calor. El esquema tecnológico caracteriza la secuencia del proceso de producción de energía eléctrica y térmica y el equipamiento del proceso de conversión con equipos básicos (calderas de vapor, reactores nucleares, turbinas de vapor o hidráulicas, generadores eléctricos), así como diversos equipos auxiliares y prevé un alto grado de mecanización y automatización del proceso. Los equipos están ubicados en edificios especiales, en áreas abiertas o subterráneas. Las unidades están interconectadas tanto en la parte térmica como eléctrica. Estas conexiones se reflejan en consecuencia en diagramas tecnológicos, térmicos y eléctricos. Además, las estaciones prevén numerosas comunicaciones de dispositivos secundarios, sistemas de control, protección y automatización, enclavamientos, sistemas de alarma, etc.

Participación de diversas centrales eléctricas en la generación de energía eléctrica:

TPP (CPP y CHP combinados) aproximadamente 65-67%;
Centrales hidroeléctricas aproximadamente 13-15%;
PNP aproximadamente 10-12%
otros tipos de centrales eléctricas 6-8%.

El sistema energético se entiende comoun conjunto de centrales eléctricas, redes eléctricas y térmicas interconectadas y conectadas por un modo común en el proceso continuo de producción, transformación y distribución de energía eléctrica y calor con control general de este modo (GOST 21027-75).

El sistema energético se puede representar aproximadamente mediante el siguiente diagrama de bloques (Figura 1.1):

Figura 1Diagrama estructural del sistema energético.

En un sistema energético, todas las centrales eléctricas de la parte eléctrica funcionan en paralelo, es decir, integrado en un sistema eléctrico común. Las centrales eléctricas independientes funcionan por separado en el lado térmico, creando redes de calefacción autónomas.

La integración de centrales eléctricas individuales en un sistema energético común de cualquier región proporciona importantes ventajas técnicas y económicas:

Aumenta la confiabilidad y eficiencia del suministro de energía;

Permite una distribución de carga entre estaciones que logra la generación de electricidad más económica para el sistema en su conjunto con el mejor uso de los recursos energéticos del área (combustible, energía hidráulica);

Mejora la calidad de la electricidad, es decir. asegura una frecuencia y un voltaje constantes, ya que una gran cantidad de unidades perciben las fluctuaciones de carga;

Cuando varias estaciones operan en paralelo, no es necesario instalar unidades de respaldo en cada estación, sino que es suficiente tener una reserva de energía común para todo el sistema eléctrico, cuyo valor suele ser alrededor del 1012% de la potencia del sistema. unidades, pero no menos que la potencia de la unidad más grande instalada en las estaciones del sistema (en caso de parada de emergencia o reparación programada de esta unidad);

Los recursos energéticos se utilizan más plenamente, ya que la parte máxima del programa de carga del sistema eléctrico puede cubrirse con centrales hidráulicas y la parte básica con térmicas, para aumentar la potencia de las cuales durante las horas pico de carga se debe gastar combustible adicional;

La eficiencia de la generación eléctrica aumenta, ya que en primer lugar se puede aumentar la potencia de estaciones más económicas y que tienen un menor consumo de combustible equivalente para generar 1 kWh de electricidad;

Le permite aumentar la capacidad unitaria de las unidades que tienen los mejores indicadores técnicos y económicos;

Le permite reducir la cantidad de personal de reparación al concentrar la energía del equipo, centralizar las reparaciones y automatizar los procesos de producción.

A las desventajas de la energía. Se considera que los sistemas tienen más probabilidades de ser protección de relé falso. , automatización y control de modo.

2 Modo tecnológico de los principales tipos de centrales eléctricas.

2.1 Centrales térmicas de condensación (CHPS).

Figura 2 Esquema tecnológico de IES

IES produce únicamente energía eléctrica. El diagrama tecnológico básico de la IES se muestra en la Figura 2.

Al generador de vapor 4 El combustible (caldera) se suministra desdeTalleres para su transporte y preparación. 1 . En el generador de vapor con ventiladores. 2 El aire caliente y el agua de alimentación son suministrados por bombas de alimentación. 16. Los gases generados durante la combustión del combustible son aspirados fuera de la caldera mediante un extractor de humos. 3 y se liberan a la atmósfera a través de una chimenea (de 100 a 250 m de altura). El vapor vivo de la caldera se suministra a la turbina de vapor. 5, donde, pasando por una serie de etapas, realiza un trabajo mecánico que hace girar la turbina y el rotor del generador conectado rígidamente a ella. 6 . El vapor de escape ingresa al condensador. 9 (intercambiador de calor); aquí se condensa debido al paso de una importante cantidad de frío (5-20 oh C) agua circulante suministrada por bombas de circulación 10 de una fuente de agua fría 11 . Las fuentes de agua fría pueden ser un río, un lago, un embalse artificial, así como instalaciones especiales con torres de enfriamiento (torres de enfriamiento) o piscinas de aspersión. El aire que ingresa al condensador a través de no densidades se elimina mediante un eyector. 12. Condensado formado en el condensador mediante bombas de condensado. 13 alimentado al desaireador 14 , que está diseñado para eliminar gases del agua de alimentación, y principalmente oxígeno, lo que provoca una mayor corrosión de las tuberías de la caldera. El desaireador también recibe agua procedente de un dispositivo químico de purificación de agua. 15 (HOV). Después del desaireador, el agua de alimentación es suministrada por una bomba de alimentación. 16 a la caldera. 17 eliminación de cenizas.

Pasar la mayor parte del vapor a través del condensador conduce al hecho de que

El 60-70% de la energía térmica generada por la caldera es arrastrada inútilmente por el agua en circulación.

Energía eléctrica generada por un generador. 6, hasta Se suministra a la red un transformador de comunicación (35-220 kV). La estación recibe energía eléctrica para apoyar el proceso tecnológico de sus propios transformadores. 8 . El cual puede ser alimentado desde la red de tensión del generador o desde una red externa. La energía eléctrica generada se transmite a la red externa a través de un transformador de comunicación. 7 .

Las características de IES son las siguientes:

Se construyen lo más cerca posible de los depósitos de combustible;

La inmensa mayoría de la electricidad generada se suministra a la red eléctrica de alto voltaje (110-750 kV);

Trabajan según un cronograma de generación de electricidad gratuito (es decir, no limitado por los consumidores de calor); la potencia puede variar desde el máximo calculado hasta el llamado mínimo tecnológico;

Baja maniobrabilidad: girar las turbinas y cargar la carga desde el estado frío requiere aproximadamente 410 horas;

Tienen una eficiencia relativamente baja (η=30÷40%).

2.2 Centrales de cogeneraciónCHP

A diferencia de las CPP, las plantas de cogeneración tienen importantes extracciones de vapor, parcialmente agotado en la turbina, para la producción y las necesidades domésticas. (Figura 3). Los consumidores municipales reciben energía térmica de los calentadores de red. 18 (calderas) y bombas de red 19 , asegurando la circulación del refrigerante en las redes de calefacción. La extracción de vapor para las necesidades de producción se realiza en la etapa de alta presión. 20 . El condensado de los calentadores de red ingresa al desaireador. Cuando la carga eléctrica de una central térmica se reduce por debajo de la potencia de consumo de calor, la energía térmica requerida por el consumidor se puede obtener utilizando una unidad de reducción-enfriamiento (RCU) 21 .

Figura 3Diagrama del proceso tecnológico en una central térmica: 1 - unidades de suministro de combustible; 2 - ventilador; 3 - extractores de humos; 4 -generador de vapor (caldera); 5 - turbina; 6 - generador; 7 -transformador de comunicación; 8 -necesidades propias; 9 -consumidores alimentados desde la red de tensión del generador, 10 - condensador; once -bombas de circulación; 12 -una fuente de agua fría; 13 - eyector; 14 - bombas de condensación; 15 - desaireador; dieciséis -unidades de purificación química de agua; 17 -bombas de alimentación; 18 - calentadores de red (calderas); 19 - bombas de red; 20 -etapas de alta presión; 21 - unidad de reducción-enfriamiento (ROU); 22 - dispositivos de eliminación de cenizas; 23- dispositivo de eliminación de escoria

Cuanto mayor sea la extracción de vapor de la turbina para las necesidades de calefacción, menos energía térmica se pierde con el agua en circulación y, por tanto, mayor será la eficiencia de la central. Cabe señalar que para evitar el sobrecalentamiento de la sección de cola de la turbina, en todos los modos se debe pasar una cierta cantidad de vapor a través de ella. Debido a la discrepancia entre las capacidades de los consumidores de energía térmica y eléctrica, las centrales térmicas suelen funcionar en modo de condensación (mixto), lo que reduce su eficiencia.

Las características de la central térmica son las siguientes:

Están construidos cerca de consumidores de energía térmica;

Generalmente funcionan con combustible importado;

La mayor parte de la electricidad generada se distribuye a los consumidores de la zona cercana (a través de un generador o de mayor voltaje);

Trabajan según un cronograma de generación de electricidad parcialmente forzado (es decir, el cronograma depende de la generación de consumo de calor);

Baja maniobrabilidad (igual que IES);

Tienen una eficiencia total relativamente alta (con una importante extracción de vapor para necesidades industriales y domésticas η =60÷70%).

2.3 Centrales hidroeléctricas

La potencia de una central hidroeléctrica depende del flujo de agua a través de la turbina y de la presión. NORTE. Esta potencia en kW está determinada por la expresión

donde Q consumo de agua, m 3 / s;

N presión, m;

η Σ eficiencia total;

η C Eficiencia de las estructuras de suministro de agua;

ηT eficiencia de la turbina hidráulica;

η Г Eficiencia del generador de hidrógeno;

A bajas presiones se construyen centrales hidroeléctricas de pasada, a altas presiones

construyen represas centrales hidroeléctricas y estaciones de desvío en zonas montañosas.

Las características de la central hidroeléctrica son las siguientes:

Construyen donde existen recursos hídricos y condiciones para la construcción, lo que generalmente no coincide con la ubicación de la carga eléctrica;

La mayor parte de la electricidad generada se envía a redes eléctricas de alta tensión;

Trabajan en horario flexible (si hay embalses);

Altamente maniobrable (girar y cargar tarda 35 minutos);

Tener alta eficiencia(η Σ ≈85%).

Como puede ver, las centrales hidroeléctricas tienen una serie de ventajas sobre las centrales térmicas en términos de parámetros operativos. Sin embargo, actualmente se están construyendo centrales térmicas y nucleares, lo que depende en gran medida de la cuantía de las inversiones y del plazo de construcción de las centrales.

El diagrama de la central hidroeléctrica se muestra en la figura.

Figura 4Esquema de una central hidroeléctrica.

2.4 Centrales nucleares (NPP)

Las centrales nucleares son centrales térmicas que utilizan la energía de una reacción nuclear. El isótopo de uranio U-235, cuyo contenido en el uranio natural es del 0,714%, se utiliza habitualmente como combustible nuclear. La mayor parte del isótopo de uranio U-238 (99,28% de la masa total) se convierte en plutonio, combustible secundario, cuando se capturan neutrones.

Pu-239. La reacción de fisión ocurre en un reactor nuclear. El combustible nuclear suele utilizarse en forma sólida. Está encerrado en una carcasa protectora. Este tipo de elementos combustibles se denominan barras de combustible. Están instalados en los canales de trabajo del núcleo del reactor. Energía térmica El líquido liberado durante la reacción de fisión se elimina del núcleo del reactor mediante un refrigerante que se bombea bajo presión a través de cada canal de trabajo o de todo el núcleo.

Figura 5Diagramas de centrales nucleares:a) - circuito único; b) - doble circuito; c) - tres circuitos. 1 - reactor; 2 - turbina; 3 - condensador; 4 y 6 -bombas de alimentación; 5 y 8 - intercambiadores de calor de circuitos activos; 7 -bombas de alimentación de circuitos activos; 9 - compensadores de volumen para refrigerantes del circuito activo

La Figura 5 (a, b, c) muestra los diagramas tecnológicos de la central nuclear.

RBMKreactor de canal de alta potencia, neutrones térmicos, agua-grafito.

Reactor de potencia de agua VVER, neutrones térmicos, tipo vasija.

Reactor de neutrones rápidos BN con refrigerante de sodio metálico líquido.

Las características de la central nuclear son las siguientes:

Se pueden construir en cualquier lugar geográfico, incluidos los de difícil acceso;

Por su modo, son autónomos de una serie de factores externos;

Requiere una pequeña cantidad de combustible;

Puede funcionar según un horario de carga libre (a excepción de las centrales nucleares);

Sensible al modo alterno, especialmente en centrales nucleares con reactores de neutrones rápidos; por esta razón, además de tener en cuenta los requisitos para un funcionamiento económico, la parte básica del programa de carga del sistema eléctrico se asigna a las centrales nucleares;

Contamina ligeramente la atmósfera; Las emisiones de gases radiactivos y aerosoles son insignificantes y no superan los valores permitidos por las normas sanitarias. En este sentido, las centrales nucleares son más limpias que las térmicas.

2.5 Centrales eléctricas de turbinas de gas (GTPP)

El diagrama tecnológico básico de una central eléctrica de turbina de gas se muestra en la Figura 6.

Figura 6Diagrama GTPP

El combustible (gas, diesel, fueloil) se suministra a la cámara de combustión. 1 , ahí con el compresor - 3 Se inyecta aire comprimido. Los productos combustibles de la combustión ceden su energía a la turbina de gas. 2 , que hace girar el compresor y el generador. La instalación se pone en marcha mediante un motor de aceleración. 5 y dura entre 1 y 3 minutos, por lo que las unidades de turbina de gas se consideran muy maniobrables y adecuadas para cubrir cargas máximas en los sistemas de energía. La electricidad generada se suministra a la red desde el transformador de comunicación. 6.

Para aumentar la eficiencia de las turbinas de gas, se han desarrollado unidades de turbina de gas de ciclo combinado (CCGT). En ellos, el combustible se quema en el horno de un generador de vapor, cuyo vapor se envía a una turbina de vapor. Los productos de combustión del generador de vapor, una vez enfriados a la temperatura requerida, se envían a la turbina de gas. Así, las unidades CCGT cuentan con dos generadores eléctricos accionados por rotación: uno mediante una turbina de gas y el otro mediante una turbina de vapor. La potencia de una turbina de gas es aproximadamente el 20% de la de una turbina de vapor. El diagrama CCGT se muestra en la figura. 7.

Figura 7Diagrama CCGT

2.6 Centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo (PSPP)

El objetivo de las centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo es nivelar los patrones de carga diarios del sistema eléctrico y aumentar la eficiencia de las centrales térmicas y nucleares. Durante las horas de carga mínima, los sistemas unitarios del PSPP operan en modo bombeo, bombeando agua desde el depósito inferior al superior y aumentando así la carga de las centrales térmicas y nucleares; Durante las horas de máxima carga del sistema, funcionan en modo turbina, extrayendo agua del depósito superior y descargando así centrales térmicas y nucleares. Las unidades PSPP son muy maniobrables y pueden pasar rápidamente del modo turbina al modo bomba y, si es necesario, al modo compensador síncrono. La eficiencia de las centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo es del 70-75%, requieren poco personal de mantenimiento y pueden construirse donde sea posible crear un depósito de presión. El diagrama de la planta de energía de almacenamiento por bombeo se muestra en la Figura 8.

Figura 8 Esquema de una central eléctrica de almacenamiento por bombeo.

Además de los tipos de centrales eléctricas consideradas, existen centrales eléctricas de baja potencia que producen energía eléctrica mediante métodos no tradicionales. Estos incluyen: plantas de energía eólica, plantas de energía solar (con caldera de vapor, con células solares de silicio), plantas de energía geotérmica, plantas de energía mareomotriz.

3 Necesidades propias (s.n.) de las centrales térmicas

Los consumidores de energía eléctrica de las estaciones pertenecen a la primera categoría en términos de confiabilidad energética y requieren suministro de energía de dos fuentes independientes. Consumidores s.n. Las centrales térmicas de 1ª categoría se dividen en responsables y no responsables.

Los responsables son aquellos mecanismos SN, cuya parada breve provoca una parada de emergencia o la descarga de las unidades principales de la estación. Interrupción breve del suministro de energía a consumidores irresponsables s.n. no provoca una parada de emergencia inmediata del equipo principal. Sin embargo, para no interrumpir el ciclo tecnológico de producción de electricidad, es necesario restablecer su suministro eléctrico al cabo de un corto período de tiempo.

Figura 9 Esquema de transporte de combustible en una central térmica.

3.1 Transporte de combustible

Desde el lugar de extracción, el combustible sólido se entrega a la central eléctrica por ferrocarril (Figura 9) en vagones especiales de descarga automática.(1). El coche entra en un dispositivo de descarga cerrado.(2) con un volquete de automóviles, donde el combustible se vierte en una tolva receptora ubicada debajo del volquete de automóviles, desde donde se suministra a una cinta transportadora(3). En invierno, los vagones con carbón congelado se introducen primero en un dispositivo de descongelación.(4). El transportador entrega carbón al almacén de carbón)(5), que es servido por una grúa puente(6). O a través de una planta trituradora(7) en búnkeres de carbón crudo(8), instalado delante de las unidades de caldera. A estos búnkeres también se les puede suministrar carbón desde el almacén.(5). Para tener en cuenta el consumo de combustible que ingresa a la sala de calderas de la central eléctrica, se instalan básculas para pesar este combustible en el camino del combustible hacia los depósitos de la sala de calderas. De depósitos de carbón crudo(8) El combustible ingresa al sistema de preparación pulverizado: alimentadores de carbón crudo.(9), y luego a los molinos de carbón(10) , desde donde el polvo de carbón se transporta neumáticamente a través del molino separador(11) , en un ciclón de polvo(12) y sinfines de polvo (13) y luego en el polvo el búnker de almacenamiento(14), ¿De dónde son los alimentadores de polvo?(15) a los quemadores de la caldera(16). Todo el transporte neumático del polvo desde el molino al horno se realiza mediante un ventilador del molino.(17). El aire necesario para la combustión del combustible es aspirado por un ventilador.(18) y alimentado al calentador de aire(19), desde donde, después del calentamiento, se bombea parcialmente al molino(10) para secar y transportar combustible al horno de la caldera (aire primario) y directamente a los quemadores de carbón pulverizado (aire secundario).

3.2 Producción de vapor, calor y energía eléctrica.

El vapor en una central térmica se produce mediante un generador de vapor (caldera). El funcionamiento normal de la caldera está garantizado por varios tipos de unidades, máquinas de trabajo, que son accionadas por motores eléctricos de diversos tipos de corriente, voltaje y potencia. El esquema para generar vapor, calor y energía eléctrica se muestra en la Figura 10.

Figura 10Esquema de generación de vapor, calor y electricidad. energía: 2 - ventiladores; 3 - chimenea; 5 - turbina; 6 - generador; 7 -transformador de comunicación; 8 - satisfacer las necesidades de los consumidores; 9 -consumidores alimentados por tensión de generador; 10 - condensador; once - bombas de circulación que suministran agua fría al condensador para enfriar el vapor de escape; 12 - una fuente de agua fría; 14 - bombas de condensado que suministran agua al desaireador; 16 - bombas que reponen la caldera con agua purificada químicamente; 17 - bombas de alimentación que suministran agua preparada a la caldera; 18 - caldera de red de calefacción; 19 - bombas de red que suministran agua caliente a la red de calefacción; 20 - extracción de vapor para necesidades de producción; 21 - dispositivo de reducción-enfriamiento; 22 - bombas tipo garfio para dispositivos de eliminación de hidrocenizas; 23 - motores de unidades de eliminación de escorias; 24 - bombas de aceite que lubrican las partes giratorias de la turbina y el generador; 25 - alimentadores de polvo

Además, hay un gran número de motores eléctricos de equipos no principales que aseguran el funcionamiento de la automatización, apertura y cierre de compuertas y válvulas, ventilación de habitaciones, etc.

Las centrales térmicas, especialmente las de cogeneración, son las que consumen más energía. Las necesidades propias de la central térmica consumen entre el 12 y el 14% de la electricidad generada por la central, y las unidades de las unidades no eléctricas. Son consumidores de la 1ª y 2ª categoría en términos de fiabilidad del suministro de energía y el consumo de electricidad es mayor que en cualquier industria.

3.3 Fuentes de alimentación para sistemas auxiliares de centrales eléctricas.

Las principales fuentes de energía del sistema son s.n. Son transformadores reductores o líneas reactivas conectadas directamente a los terminales de los generadores o a sus cuadros. Fuentes de alimentación de respaldo para la puesta en marcha s.n. También están conectados a la red eléctrica general, ya que suelen estar conectados a cuadros de estaciones, subestaciones cercanas y devanados terciarios de autotransformadores de comunicaciones. Recientemente, se han comenzado a instalar unidades de turbinas de gas en las centrales térmicas para alimentar el sistema de energía solar. en condiciones de emergencia.

Además, en las centrales eléctricas de todo tipo se proporcionan fuentes de energía independientes del sistema eléctrico, lo que garantiza el apagado y enfriamiento de la estación sin daños a los equipos en caso de pérdida de las fuentes de energía principal y de respaldo. En las centrales hidroeléctricas y en las centrales térmicas convencionales, las baterías son suficientes para este fin. En centrales nucleares y centrales nucleares potentes se requiere la instalación de generadores diésel con potencia correspondiente al proceso tecnológico.

Los principales requisitos para el sistema s.n. son garantizar la confiabilidad y eficiencia de los mecanismos s.n. el primer requisito es el más importante, ya que la alteración de los mecanismos del s.n. Implica una interrupción del complejo ciclo tecnológico de producción de electricidad, una interrupción del funcionamiento del equipo principal y, a veces, de la estación en su conjunto, y el desarrollo de un accidente en un sistema. Ahora se acepta generalmente que el suministro de energía de los mecanismos s.n. Las centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles y nucleares y las centrales hidroeléctricas se pueden abastecer de forma más sencilla, fiable y económica a partir de las centrales generadoras y del sistema eléctrico.(Figura 11).

Figura 11Esquema general de suministro eléctrico para necesidades propias del TPP: 1 - línea eléctrica de respaldo; 2 - transformador de respaldo de arranque s.n.; 3 - aparamenta de alta tensión de la estación; 4 - unidad generador-transformador; 5 - transformador de trabajo s.n.; 6 - aparamenta s.n.

Este circuito de alimentación del sistema s.n. Actualmente, estaciones de todo tipo garantizan fiabilidad y eficiencia:

Uso generalizado de motores asíncronos con rotor de jaula de ardilla en el sistema auxiliar, arrancándolos desde la tensión de red completa sin ningún dispositivo de control y negándose a proteger la tensión mínima en los mecanismos críticos;

Arranque automático exitoso de motores eléctricos cuando se restablece el voltaje después de desconectar cortocircuitos en el sistema de energía y en la red;

El uso de protecciones e interruptores de relés de alta velocidad en todos los elementos del sistema y conexiones del SN;

Introducción generalizada de dispositivos de automatización de sistemas (generadores AChR, AVR, AVR).

Todo tipo de centrales nucleares en nuestro país deben contar con fuentes de energía de emergencia en forma de generadores diésel o turbinas de gas. Su potencia se selecciona en función de cubrir las cargas del sistema de refrigeración de la central nuclear y de los dispositivos de seguridad, pero no es suficiente para alimentar los mecanismos del SN. en modo normal.

Lista de fuentes utilizadas

1. Alexandrov, K.K.Planos y esquemas eléctricos. [Texto] / K.K. Alexandrov, por ejemplo. Kuzmina. M.: Energoatomizdat, 1990. 285 p.

2. GOST 2.10595. Estándar interestatal. ERT. Requisitos generales para documentos de texto [Texto]. En lugar de GOST 2.10579, GOST 2.90671; aporte 19960701. Minsk: Interestatal. Consejo de Normalización, Metrología y Certificación; M.: Editorial de Normas, 2002. 26 p.

3. GOST 2.10696 ESKD. Documentos de texto [Texto]. En lugar de GOST 2.10668, GOST 2.10868, GOST 2.11270; aporte 19970701. M.: Editorial de Normas, 2004. 40 p.

4. GOST 7.322003. Registro bibliográfico. Descripción bibliográfica. Requisitos y reglas generales para la compilación [Texto]. En lugar de GOST 7.1-84, GOST 7.16-79, GOST 7.18-79, GOST 7.34-81, GOST 7.40-82; aporte 20040701. M.: Editorial de Normas IPK, 2004. 84 p.

5. GOST 7.822001. Registro bibliográfico. Descripción bibliográfica de recursos electrónicos [Texto]. ingresó. 20020701. M.: Editorial de Normas IPK, 2001. 33 p.

6. GOST 7.832001. Publicaciones electrónicas. Tipos básicos e información de salida [Texto]. ingresó. 20020701. M.: Editorial de Normas IPK, 2002. 16 p.

7. GOST 2.70184 ESKD . Requisitos generales para documentos de texto [Texto], en lugar de GOST 2.701 86; aporte 19850701. M.: Editorial de normas, 1985. 16 p.

8. GOST 2.70275 ESKD . Reglas para la ejecución de circuitos eléctricos [Texto]. Ingresar. 19770701. M.: Editorial de Normas, 1976. 23 p.

9. GOST 21.613 88. Sistema de documentos de diseño para la construcción. Equipo de poder. Dibujos de trabajo [Texto]. Ingresar. 880701. M.: Editorial de normas, 1988. 16 p.

10. GOST 21.61488. Sistema de documentos de diseño para la construcción. Imágenes gráficas convencionales de equipos eléctricos y cableado sobre planos [Texto]. Ingresar. 19880701. M.: Editorial de Normas, 1988. 18 p.

11. GOST 2.10979 ESKD. Requisitos básicos para dibujos [Texto]. En lugar de GOST 2.10768, GOST 2.10968; aporte 19740701. M.: Editorial de Normas, 2001. 38 p.

12. GOST 2.710 81. Designaciones alfanuméricas en circuitos eléctricos. M.: Editorial de normas, 1985. 13 p.

13. GOST 2.722 68. Designaciones gráficas condicionales en esquemas. Máquinas eléctricas [Texto]. Ingresar. 01/01/87. M.: Editorial de Normas, 1988. 85 p.

14. GOST 2.747-68. Designaciones gráficas condicionales en esquemas. Dimensiones de símbolos gráficos [Texto]. Ingresar. 01/01/71. M.: Editorial de normas. 13p. (Modificaciones al mismo No. 1 del 01/01/91)

15. GOST 2.30168. ERT. Formatos [Texto]. M.: Editorial de Normas, 1981. 3 p.

16. GOST 2.30481 ERT. Fuentes de dibujo [Texto]. M.: Editorial de Normas, 1982. 8 p.

17. GOST 2.72874 ERT. Designaciones gráficas condicionales en esquemas. Resistencias. Condensadores [Texto]. M.: Editorial de Normas, 1985. 9 p.

18. GOST 2.72174 ERT. Designaciones gráficas condicionales en esquemas. Designaciones de uso general. [Texto]. M.: Editorial de Normas, 1986. 12 p.

19. GOST 2.70972 ERT. Sistema de designación de circuitos en circuitos eléctricos. [Texto]. M.: Editorial de Normas, 1987. 13 p.

20.GOST 2.10468 ERT. Inscripciones principales [Texto]. M.: Editorial de Normas, 1988. 5 p.

21.STP 1220098 Estándar empresarial [Texto]. En lugar de STP AltSTU 12 20096; . Barnaúl. : Editorial AltSTU, 1998. 30 p.

Una central térmica es una empresa para generar electricidad y calor. Al construir una planta de energía, se guían por lo siguiente, que es más importante: la ubicación de una fuente de combustible cercana o la ubicación de una fuente cercana de consumo de energía.

Colocación de centrales térmicas en función de la fuente de combustible.

Imaginemos que, digamos, tenemos un gran depósito de carbón. Si construimos aquí una central térmica, reduciremos los costes del transporte de combustible. Si tenemos en cuenta que el componente de transporte en el coste del combustible es bastante elevado, entonces tiene sentido construir centrales térmicas cerca de las zonas mineras. Pero ¿qué haremos con la electricidad resultante? Es bueno si hay algún lugar cercano para venderlo, hay escasez de electricidad en la zona.

¿Qué hacer si no hay necesidad de nueva energía eléctrica? Entonces nos veremos obligados a transmitir la electricidad resultante a través de cables a largas distancias. Y para transmitir electricidad a largas distancias sin grandes pérdidas, es necesario transmitirla a través de cables de alto voltaje. Si no están allí, será necesario retirarlos. En el futuro, las líneas eléctricas requerirán mantenimiento. Todo esto también requerirá dinero.

Colocación de centrales térmicas en función del consumidor.

La mayoría de las centrales térmicas nuevas de nuestro país están ubicadas muy cerca del consumidor.

Esto se debe al hecho de que el beneficio de ubicar las centrales térmicas muy cerca de la fuente de combustible se ve reducido por el costo del transporte a largas distancias a través de líneas eléctricas. Además, en este caso se producen grandes pérdidas.

Al colocar una central eléctrica directamente al lado del consumidor, también puede ganar si construye una central térmica. Puedes leer con más detalle. En este caso, el coste del calor suministrado se reduce significativamente.

Si se coloca directamente al lado del consumidor, no es necesario construir líneas eléctricas de alto voltaje; una tensión de 110 kV será suficiente.

De todo lo escrito anteriormente podemos sacar una conclusión. Si la fuente de combustible está lejos, entonces en la situación actual es mejor construir centrales térmicas, pero cerca del consumidor. Se obtienen mayores beneficios si la fuente de combustible y la fuente de consumo eléctrico están cercanas.

Queridos visitantes! Ahora tienes la oportunidad de ver Rusia.

El proceso de conversión de energía térmica en energía eléctrica se refleja en diagramas térmicos simplificados (principales) o completos.

Diagrama térmico esquemático de una central térmica. Muestra los principales flujos de refrigerantes asociados a los equipos principales y auxiliares en los procesos de conversión del calor del combustible quemado para la generación y suministro de electricidad y calor a los consumidores. En la práctica, el diagrama térmico básico se reduce a un diagrama del recorrido vapor-agua de una central térmica (unidad de energía), cuyos elementos suelen representarse en imágenes convencionales.

En la figura 1 se muestra un diagrama térmico simplificado (principal) de una central térmica alimentada por carbón. 3.1.

El carbón se introduce en el depósito de combustible. 1 , y de allí a la planta trituradora. 2 donde se convierte en polvo. El polvo de carbón ingresa al horno del generador de vapor (caldera de vapor) 3 , disponiendo de un sistema de tubos por los que circula agua depurada químicamente, llamada agua nutritiva. Hay agua en la caldera.

Arroz. 3.1. Diagrama térmico simplificado de una turbina de vapor.

Central térmica de carbón pulverizado y apariencia de la rueda de la turbina de vapor.

se calienta, se evapora y el vapor saturado resultante se lleva a una temperatura de 400-650 °C en un sobrecalentador y, bajo una presión de 3...25 MPa, ingresa a la turbina de vapor a través de una tubería de vapor. 4 . Parámetros de vapor sobrecalentado t 0 , PAG 0 (temperatura y presión en la entrada de la turbina) dependen de la potencia de las unidades. En la CPP todo el vapor se utiliza para generar electricidad. En una central térmica, una parte del vapor se utiliza íntegramente en una turbina para generar electricidad en un generador. 5 y luego va al condensador 6 , y el otro, que tiene mayor temperatura y presión, se toma de la etapa intermedia de la turbina y se utiliza para el suministro de calor (línea discontinua en la Fig. 3.1). bomba de condensado 7 a través de un desaireador 8 y luego por la bomba de alimentación 9 suministrado al generador de vapor. La cantidad de vapor absorbida depende de las necesidades de energía térmica de las empresas.

Circuito Térmico Completo (TCS) Se diferencia del fundamental en que muestra completamente equipos, tuberías, válvulas de cierre, control y protección. El diagrama térmico completo de una unidad de potencia consta de diagramas de componentes individuales, incluida una unidad de estación general (tanques de condensado de repuesto con bombas de transferencia, reposición de la red de calefacción, calentamiento de agua cruda, etc.). Las tuberías auxiliares incluyen tuberías de derivación, drenaje, drenaje, auxiliares y de succión de mezcla de vapor y aire. Las designaciones de líneas y accesorios PTS son las siguientes:

3.1.1.1. Circuitos termales kes

La mayoría de las centrales térmicas de nuestro país utilizan polvo de carbón como combustible. Para generar 1 kWh de electricidad se consumen varios cientos de gramos de carbón. En una caldera de vapor, más del 90% de la energía liberada por el combustible se transfiere al vapor. En la turbina, la energía cinética de los chorros de vapor se transfiere al rotor (ver Fig. 3.1). El eje de la turbina está conectado rígidamente al eje del generador. Las turbinas de vapor modernas para centrales térmicas son máquinas de alta velocidad (3000 rpm), muy económicas y con una larga vida útil.

Actualmente, las centrales térmicas de alta potencia que utilizan combustible orgánico se construyen principalmente para parámetros iniciales de vapor elevados y presión final baja (vacío profundo). Esto permite reducir el consumo de calor por unidad de electricidad generada, ya que cuanto mayores sean los parámetros iniciales PAG 0 Y t 0 delante de la turbina y por debajo de la presión final del vapor PAG k, mayor será la eficiencia de la instalación. Por lo tanto, el vapor que ingresa a la turbina alcanza parámetros altos: temperatura, hasta 650 ° C y presión, hasta 25 MPa.

La Figura 3.2 muestra diagramas térmicos simplificados típicos de IES que funcionan con combustibles fósiles. Según el diagrama de la Figura 3.2, A El calor se suministra al ciclo solo cuando se genera vapor y se calienta a la temperatura de sobrecalentamiento seleccionada. t carril; según el diagrama de la Figura 3.2, b Junto con la transferencia de calor en estas condiciones, se suministra calor al vapor después de haber trabajado en la parte de alta presión de la turbina.

El primer circuito se llama circuito sin sobrecalentamiento intermedio, el segundo, circuito con sobrecalentamiento intermedio de vapor.. Como se sabe por el curso de termodinámica, la eficiencia térmica del segundo esquema es mayor con los mismos parámetros iniciales y finales y la elección correcta de los parámetros intermedios de sobrecalentamiento.

Según ambos esquemas, el vapor de una caldera de vapor. 1 va a la turbina 2 Ubicado en el mismo eje que el generador eléctrico. 3 . El vapor de escape se condensa en el condensador. 4 , enfriado por agua técnica que circula por los tubos. Condensado de turbina por bomba de condensado 5 a través de calentadores regenerativos 6 alimentado al desaireador 8 .

El desaireador se utiliza para eliminar del agua los gases disueltos en él; al mismo tiempo, en él, al igual que en los calentadores regenerativos, el agua de alimentación se calienta mediante vapor, tomado para ello de la salida de la turbina. La desaireación del agua se lleva a cabo para llevar el contenido de oxígeno y dióxido de carbono a valores aceptables y así reducir la tasa de corrosión del metal en las rutas de agua y vapor. Al mismo tiempo, es posible que no haya un desaireador en varios circuitos térmicos de IES. En este régimen de agua denominado con oxígeno neutro, se suministra al agua de alimentación una determinada cantidad de oxígeno, peróxido de hidrógeno o aire; No se necesita un desaireador en el circuito.

R
es. 3.1. Circuitos térmicos típicos de turbinas de vapor.

Unidades de condensación que funcionan con combustibles fósiles sin

sobrecalentamiento intermedio del vapor ( A) y con intermedio

sobrecalentamiento ( b)

Agua desaireada por bomba de alimentación. 9 a través de calentadores 10 suministrado a la planta de calderas. Condensado de vapor de calefacción formado en calentadores. 10 , cascadas al desaireador 8 , y el condensado del vapor de calentamiento de los calentadores 6 es suministrado por una bomba de drenaje 7 en la línea a través de la cual fluye el condensado desde el condensador 4 .

Los esquemas térmicos descritos son en gran medida típicos y cambian ligeramente al aumentar la potencia de la unidad y los parámetros iniciales del vapor.

El desaireador y la bomba de alimentación dividen el circuito de calefacción regenerativa en grupos HPH (calentador de alta presión) y LPH (calentador de baja presión). El grupo HPH consta, por regla general, de 2 o 3 calentadores con drenaje en cascada hasta el desaireador. El desaireador se alimenta con vapor de la misma extracción que el HPH aguas arriba. Este esquema para encender un desaireador mediante vapor está muy extendido. Dado que se mantiene una presión de vapor constante en el desaireador y la presión en la extracción se reduce en proporción a la disminución del flujo de vapor a la turbina, este esquema crea una reserva de presión para la extracción, que se realiza en el HPH aguas arriba. El grupo HDPE consta de 3 a 5 calentadores regenerativos y 2 a 3 calentadores auxiliares. Si hay una instalación evaporativa (torre de enfriamiento), el condensador del evaporador se conecta entre el HDPE.

Los IES que producen solo electricidad tienen una eficiencia baja (30–40%), ya que una gran cantidad de calor generado se descarga a la atmósfera a través de condensadores de vapor, torres de enfriamiento y se pierde con los gases de combustión y el agua de enfriamiento de los condensadores.

Tipos y tipos de centrales eléctricas. Esquema tecnológico de una central térmica Dibujar varios diseños de centrales térmicas.

Lo que es importante saber sobre la altura de las barandillas de escaleras y rellanos. Altura de las barandillas de escaleras.

Cómo construir una cerca con cartón corrugado en tu casa de campo con tus propias manos.

Conceptos básicos de las técnicas de desinfección con yodo.

Cómo hacer una ballesta con tus propias manos en casa.

Revisión y descripción de los mejores tipos y variedades de melocotón.

Paisajismo delante de la casa: para usted y para los invitados

Cómo hacer un parque infantil con tus propias manos a partir de medios y materiales improvisados.