Основни принципи на действие на ТЕС. Видове и видове съвременни топлоелектрически централи (ТЕЦ)

Електрическа централа е електроцентрала, която преобразува естествената енергия в електрическа енергия. Най-разпространени са топлоелектрическите централи (ТЕЦ), които използват топлинна енергия, отделена при изгарянето на изкопаеми горива (твърди, течни и газообразни).

Топлоелектрическите централи генерират около 76% от електроенергията, произведена на нашата планета. Това се дължи на наличието на изкопаеми горива в почти всички области на нашата планета; възможността за транспортиране на органично гориво от мястото на производство до електроцентралата, разположена в близост до потребителите на енергия; технически прогрес в топлоелектрическите централи, който осигурява изграждането на топлоелектрически централи с голям капацитет; възможността за използване на отпадната топлина на работния флуид и захранване на потребителите, освен електрическа, също и топлинна енергия (с пара или гореща вода) и др.

Високото техническо ниво на енергийния сектор може да бъде осигурено само с хармонична структура на генериращите мощности: енергийната система трябва да включва както атомни електроцентрали, които произвеждат евтина електроенергия, но със сериозни ограничения върху диапазона и скоростта на промяна на натоварването, така и топлинна енергия централи, доставящи топлинна и електрическа енергия, чието количество зависи от нуждите от топлина, и мощни парни турбини, работещи с тежки горива, и мобилни автономни газови турбини, покриващи краткотрайни пикове на натоварване.

1.1 Видове ТЕС и техните характеристики.

На фиг. 1 е показана класификацията на топлоелектрическите централи, работещи с изкопаеми горива.

Фиг. 1. Видове ТЕЦ на органично гориво.

Фиг.2 Принципна схема на топлоелектрическа централа

1 - парен котел; 2 - турбина; 3 - електрически генератор; 4 - кондензатор; 5 - кондензна помпа; 6 – нагреватели с ниско налягане; 7 - обезвъздушител; 8 - захранваща помпа; 9 – нагреватели за високо налягане; 10 - дренажна помпа.

Топлоелектрическата централа е комплекс от оборудване и устройства, които преобразуват енергията на горивото в електрическа и (като цяло) топлинна енергия.

Топлоелектрическите централи се характеризират с голямо разнообразие и могат да бъдат класифицирани по различни критерии.

Според предназначението и вида на доставяната енергия централите се делят на регионални и индустриални.

Районните електроцентрали са независими обществени електроцентрали, които обслужват всички видове районни потребители (промишлени предприятия, транспорт, население и др.). Районните кондензационни електроцентрали, които произвеждат предимно електроенергия, често запазват историческото си име - GRES (държавни районни електроцентрали). Електрическите централи, които произвеждат електрическа и топлинна енергия (под формата на пара или гореща вода), се наричат централи за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия (CHP). По правило държавните централи и регионалните топлоелектрически централи имат мощност над 1 милион kW.

Индустриалните електроцентрали са електроцентрали, които доставят топлина и електричество на конкретни промишлени предприятия или техния комплекс, например завод за производство на химически продукти. Индустриалните електроцентрали са част от индустриалните предприятия, които обслужват. Техният капацитет се определя от нуждите на промишлените предприятия от топлинна и електрическа енергия и като правило е значително по-малък от този на районните ТЕЦ. Често индустриалните електроцентрали работят в обща електрическа мрежа, но не са подчинени на управителя на електроенергийната система.

Според вида на използваното гориво топлоелектрическите централи се делят на електроцентрали, работещи на органично гориво и ядрено гориво.

За кондензационните електроцентрали, работещи на изкопаеми горива, във времена, когато не е имало атомни електроцентрали (АЕЦ), исторически се е развило наименованието топлинна (ТЕЦ - ТЕЦ). Именно в този смисъл този термин ще бъде използван по-долу, въпреки че ТЕЦ, АЕЦ, газотурбинни електроцентрали (ГТЕЦ) и електроцентрали с комбиниран цикъл (КПЦ) също са топлоелектрически централи, работещи на принципа на преобразуване на топлинната енергия в електрическа енергия.

Като изкопаеми горива за топлоелектрическите централи се използват газообразни, течни и твърди горива. Повечето ТЕЦ в Русия, особено в европейската част, използват природен газ като основно гориво и мазут като резервно гориво, като последното се използва само в крайни случаи поради високата му цена; такива топлоелектрически централи се наричат нафтови. В много региони, главно в азиатската част на Русия, основното гориво са топлинните въглища - нискокалорични въглища или отпадъци от добива на висококалорични въглища (антрацитна утайка - ASh). Тъй като такива въглища се смилат в специални мелници до пулверизирано състояние преди изгаряне, такива топлоелектрически централи се наричат пулверизирани въглища.

Според вида на топлоелектрическите централи, използвани в топлоелектрическите централи за преобразуване на топлинната енергия в механична енергия на въртене на роторите на турбинните агрегати, се разграничават парни турбини, газови турбини и електроцентрали с комбиниран цикъл.

Основата на паротурбинните електроцентрали са парните турбинни централи (ПТУ), които използват най-сложната, най-мощната и изключително модерна енергийна машина - парна турбина за преобразуване на топлинната енергия в механична енергия. PTU е основният елемент на топлоелектрическите централи, топлоелектрическите централи и атомните електроцентрали.

PTU, които имат кондензационни турбини като задвижване на електрически генератори и не използват топлината на отработената пара за доставяне на топлинна енергия на външни потребители, се наричат кондензационни електроцентрали. PTU, оборудвани с нагревателни турбини и отдаващи топлината на отработената пара към промишлени или битови потребители, се наричат комбинирани топлоелектрически централи (CHP).

Газотурбинните топлоелектрически централи (GTPP) са оборудвани с газотурбинни агрегати (GTU), работещи на газообразно или, в краен случай, течно (дизелово) гориво. Тъй като температурата на газовете след газовата турбина е доста висока, те могат да се използват за доставяне на топлинна енергия на външен потребител. Такива електроцентрали се наричат GTU-CHP. В момента в Русия работи една ГТЕЦ (ГРЕС-3 на името на Класон, Електрогорск, Московска област) с мощност 600 MW и една ГТУ-ТЕЦ (в Електростал, Московска област).

Традиционната модерна газова турбина (GTU) е комбинация от въздушен компресор, горивна камера и газова турбина, както и спомагателни системи, които осигуряват нейната работа. Комбинацията от газова турбина и електрически генератор се нарича газотурбинен агрегат.

Топлоелектрическите централи с комбиниран цикъл са оборудвани с инсталации с комбиниран цикъл (CCGT), които са комбинация от GTP и STP, което позволява висока ефективност. CCGT-ТЕЦ могат да бъдат кондензационни (CCGT-CES) и с топлинна мощност (CCGT-CHP). В момента в Русия работят четири нови CCGT-CHPP (Северо-западна ТЕЦ на Санкт Петербург, Калининградская, ТЕЦ-27 на OAO Mosenergo и Sochinskaya), а в Тюменската ТЕЦ също е построена централа за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия. През 2007 г. е пусната в експлоатация Ивановская CCGT-IES.

Блоковите ТЕЦ се състоят от отделни, като правило, еднотипни електроцентрали - енергийни блокове. В енергоблока всеки котел подава пара само за собствената си турбина, от която се връща след кондензация само в своя котел. По блоковата схема са изградени всички мощни държавни централи и ТЕЦ, които имат така нареченото междинно прегряване на парата. Работата на котли и турбини в ТЕЦ с кръстосани връзки се осигурява по различен начин: всички котли на ТЕЦ подават пара към един общ паропровод (колектор) и всички парни турбини на ТЕЦ се захранват от него. По тази схема се изграждат ТЕЦ без междинно прегряване и почти всички ТЕЦ се изграждат за подкритични начални параметри на парата.

Според нивото на първоначалното налягане се разграничават ТЕЦ с подкритично налягане, суперкритично налягане (SKP) и супер-суперкритични параметри (SSCP).

Критичното налягане е 22,1 MPa (225,6 atm). В руската топлоенергетика първоначалните параметри са стандартизирани: топлоелектрически централи и топлоелектрически централи са изградени за подкритично налягане от 8,8 и 12,8 MPa (90 и 130 atm), а за SKD - 23,5 MPa (240 atm). Топлоелектрически централи за свръхкритични параметри по технически причини се монтират с подгряване и по блокова схема. Свръхсвръхкритичните параметри условно включват налягане над 24 MPa (до 35 MPa) и температура над 5600C (до 6200C), чието използване изисква нови материали и нови конструкции на оборудването. Често ТЕЦ или ТЕЦ за различни нива на параметри се изграждат на няколко етапа - в опашки, чиито параметри се увеличават с въвеждането на всяка нова опашка.

Основен структурна единица в повечето електроцентрали е магазин . В топлоцентралите се разграничават магазини на основните, спомагателни производствени и непромишлени съоръжения.

· Цеховете на основното производство произвеждат продукти, за производството на които е създадено предприятието. В топлоелектрическите централи основните цехове са тези, в които се извършват производствени процеси за преобразуване на химическата енергия на горивото в топлинна и електрическа енергия.

· Цехове за спомагателно производство на промишлени предприятия, включително електроцентрали, не са пряко свързани с производството на основните продукти на предприятието: те обслужват основното производство, допринасят за производството на продукти и осигуряват на основното производство необходимите условия за нормална операция. Тези работилници ремонтират оборудване, доставят материали, инструменти, приспособления, резервни части, вода (промишлени), различни видове енергия, транспорт и др.

· Непромишлени ферми са тези, чиито продукти и услуги не са свързани с основната дейност на предприятието. Техните функции включват осигуряване и обслужване на битовите нужди на персонала на предприятието (жилища, детски заведения и др.).

Производствените структури на топлоцентрала се определят от съотношението на мощността на основните агрегати (турбо агрегати, парни котли, трансформатори) и технологичните връзки между тях. Решаващо при определяне на управляващата структура е съотношението на мощността и комуникацията между турбини и котелни агрегати. В съществуващите електроцентрали със среден и малък капацитет хомогенните агрегати са свързани помежду си с тръбопроводи за пара и вода (парата от котлите се събира в общи събирателни линии, от които се разпределя между отделните котли). Този поток на процеса се нарича централизиран . Също така широко използван секционен схема, при която турбина с един или два котела, осигуряващи я пара, образува секция на електроцентрала.

С такива схеми оборудването се разпределя между магазините, които комбинират хомогенно оборудване: в котелния цех - котелни агрегати със спомагателно оборудване; турбина - турбинни агрегати със спомагателно оборудване и др. Съгласно този принцип в големите топлоелектрически централи се организират следните работилници и лаборатории: горивни и транспортни, котелни, турбинни, електрически (с електрическа лаборатория), цех (лаборатория) за автоматизация и термичен контрол, химически (с химическа лаборатория). ), механичен (при извършване на ремонт на този цех става електроцентрала, ремонтно-строителен цех.

В момента, поради особеностите на технологичния процес на производство на енергия, се използват станции с агрегати с мощност от 200 ... 800 MW и повече блок схема на свързване на оборудването. При блоковите електроцентрали турбина, генератор, котел (или два котела) със спомагателно оборудване образуват блок; няма тръбопроводи, свързващи блоковете за пара и вода между блоковете, резервни котелни агрегати не са инсталирани в централите. Промяната на технологичната схема на електроцентралата води до необходимостта от реорганизация на структурата за управление на производството, в която основната първична производствена единица е блокът.

За станции от блоков тип, най-рационално управленска структура е без магазини (функционална) с организацията на службата за експлоатация и службата за ремонт, ръководена от ръководителите на службите - заместник главни инженери на станцията. Функционалните отдели се отчитат директно на директора на станцията, а функционалните служби и лабораториите се отчитат директно на главния инженер на станцията.

В големите блокови гари междинен управленска структура - блок магазин . Котелно-турбинните цехове са обединени в едно и са организирани следните цехове: горивно-транспортен, химически, топлинна автоматика и измервания, централизиран ремонт и др. Когато станцията работи на газ, горивно-транспортният цех не е организиран.

Организационна и производствена структура на водноелектрическите централи

Във водноелектрическите централи има както отделни водноелектрически централи, така и техните асоциации, разположени на една и съща река (канал) или просто във всеки административен или икономически район; такива съединения се наричат каскадни съединения (Фигура 23.2).

Организационна структура на управление на ВЕЦ:

а- 1-ва и 2-ра група; 1 - директор на водноелектрическа централа; 2 - Зам директор по административно-стопанските дейности; 3 - Зам директор на капиталното строителство; 4 - отдел за персонал; 5 - главен инженер; 6 - счетоводство; 7 - отдел за планиране; 8 - отдел за гражданска защита; 2.1 - транспортна секция; 2.2 - логистичен отдел; 2.3 - административно-стопански отдел; 2.4 - жилищно-комунален отдел; 2.5 - защита на ВЕЦ; 5.1 - зам. гл. оперативен инженер; 5.2 - началник електротехнически отдел; 5.3 - ръководител на турбинния цех; 5.4 - ръководител на хидравличния отдел; 5.5 - производствено-технически отдел; 5.6 - комуникационна услуга; 5.7 - инженер по експлоатация и безопасност; 5.2.1 - електрическа лаборатория; b- 3-та и 4-та група; 1 - отдел за материално-техническо снабдяване; 2 - производствено-технически отдел (PTO); 3 - счетоводство; 4 - хидротехнически цех; 5 - цех за електрически машини

Организационна структура на каскадно управление на ВЕЦ: а -Опция 1; 1 - ръководител на електрическия отдел на каскадата; 2 - началник на турбинния цех на каскадата; 3 - ръководител на хидроцеха на каскадата; 4 - ръководител на техническия отдел; 5 - глава на ВЕЦ-1; 6 - глава на ВЕЦ-2; 7 - глава на ВЕЦ-3; 8 - комуникационна услуга; 9 - локална релейна защита и автоматика; 10 - инженер-инспектор по експлоатация и безопасност; 5.1, 6.1, 7.1 - производствен персонал, съответно, ВЕЦ-1, 2, 3; b- вариант 2; 1 - директор на каскадата; 2 - административни подразделения на каскадата; 3 - главен инженер; 3.1, 3.2, 3.3 - глава съответно на ВЕЦ-1, 2, 3; 3.1.1, 3.2.1, 3.3.1 - производствени единици, включително оперативен персонал, съответно ВЕЦ-1, 2, 3

В зависимост от мощността на ВЕЦ и ВЕЦ каскадите, MW, според структурата на управление е обичайно да се разглеждат шест групи и същия брой ВЕЦ каскади:

AT първите четири групи прилага се главно цехова организационна структура на управление . Във ВЕЦ и нейните каскади от 1-ва и 2-ра група по правило са предвидени електрически, турбинни и хидротехнически магазини; 3-та и 4-та група - електротурбинна и хидротехническа;
При малките ВЕЦ ( 5-та група ) Приложи безмагазинни управленски структури с организацията на съответните обекти;
При ВЕЦ и каскади с мощност до 25 MW ( 6-та група ) - само персонал по поддръжката .

При организиране на каскада от ВЕЦ една от каскадните станции, като правило, най-голямата по мощност, се избира като базова станция, в която се помещават управлението на каскадата, нейните отдели и служби, работилници, главни централни складове и работилници. При цехова структура за управление всеки цех поддържа оборудването и съоръженията на всички ВЕЦ, включени в каскадата, а персоналът е разположен или в базовата ВЕЦ, или е разпределен по станциите на каскадата. В случаите, когато ВЕЦ-овете на каскадата са разположени на значително разстояние една от друга и съответно от базовата, е необходимо да се определят отговорници за експлоатацията на ВЕЦ-а, включен в каскадата.

При комбиниране на големи ВЕЦ в каскада е препоръчително да се централизират само управленските функции (управление на каскадата, счетоводство, доставка и др.). Към всяка ВЕЦ са организирани сервизи, които извършват пълно експлоатационно и ремонтно обслужване. При извършване на основен ремонт, например по време на основен ремонт на агрегати, част от работниците от съответния цех от една или повече водноелектрически централи се прехвърлят на станцията, където е необходимо.

По този начин се приема рационална структура на управление във всеки случай въз основа на специфичните условия за формиране на каскада. При голям брой ВЕЦ, включени в каскадата, се използва предварително окрупняване на най-близките една до друга станции, ръководени от ръководителя на групата ВЕЦ. Всяка група самостоятелно извършва оперативна поддръжка, включително текущ ремонт на оборудване и съоръжения.

ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРОИЗВОДСТВЕНА СТРУКТУРА НА ТЕЦ-ТЕЦ

В зависимост от капацитета на оборудването и схемите на технологични връзки между етапите на производство в съвременните ТЕЦ се разграничават цехови, нецехови и блокови организационни и производствени структури.

Цехова организационна и производствена структурапредвижда разделянето на технологичното оборудване и територията на топлоелектрическата централа на отделни секции и разпределянето им на специализирани звена - работилници, лаборатории. В този случай основната структурна единица е цехът. Цеховете в зависимост от участието им в производството се разделят на основни и спомагателни. В допълнение, ТЕЦ могат да включват и непромишлени домакинства (жилища и спомагателни стопанства, детски градини, почивни домове, санаториуми и др.).

Основни работилнициучастват пряко в производството на енергия. Те включват горивно-транспортния, котелния, турбинния, електротехническия и химическия цех.

Съставът на горивно-транспортния цех включва участъци от железопътните съоръжения и горивоснабдяване със склад за гориво. Този семинар се организира в електроцентрали, които изгарят твърдо гориво или мазут, когато се доставят с железопътен транспорт.

Съставът на котелния цех включва зони за подаване на течни или газообразни горива, подготовка на прах, отстраняване на пепел.

Турбинният цех включва: отоплителен цех, централна помпена станция и водно управление.

При двуцехова производствена структура, както и при големи ТЕЦ, котелните и турбинните цехове се обединяват в един котел-турбинен цех (КТТ).

Електрическият цех отговаря за: цялото електрическо оборудване на ТЕЦ, електрическа лаборатория, петролно стопанство, електросервиз.

Химическият цех включва химическа лаборатория и химическа обработка на водата.

Помощни магазиниобслужват основното производство. Те включват: цех за централизиран ремонт, ремонт и строителство, топлинна автоматизация и комуникации.

Непромишлените стопанства не са пряко свързани с производството на енергия и обслужват битовите нужди на работещите в ТЕЦ.

Безцехова организационна и производствена структурапредвижда специализация на отделите в изпълнението на основните производствени функции: експлоатация на оборудването, неговата поддръжка, технологичен контрол. Това води до създаването на производствени услуги вместо цехове: експлоатация, ремонт, контрол и подобряване на оборудването. От своя страна производствените услуги са разделени на специализирани секции.

Създаване блок-цехова организационна и производствена структурапоради появата на сложни енергийни единици-блокове. Оборудването на блока осъществява няколко фази на енергийния процес - изгаряне на гориво в парогенератор, генериране на електричество в турбогенератор, а понякога и преобразуването му в трансформатор. За разлика от цеха, с блоково-цехова структура, основната производствена единица на електроцентралата са блоковете. Те са включени в CTC, които се занимават с централизирана експлоатация на основното и спомагателното оборудване на котелни и турбинни агрегати. Структурата на блоковия цех осигурява запазването на основните и спомагателни магазини, които се намират в структурата на цеха, например магазин за гориво и транспорт (TTTS), химически и др.

Всички видове организационна и производствена структура осигуряват управление на производството на базата на единство на командването. Към всяка ТЕЦ има административно-стопанско, производствено-техническо и оперативно-диспечерско управление.

Административно-стопанският ръководител на ТЕЦ е директорът, техническият ръководител е главният инженер. Оперативно-диспечерският контрол се осъществява от дежурния инженер на централата. В оперативно отношение е подчинен на дежурния диспечер на ЕПС.

Наименованието и броят на структурните подразделения, както и необходимостта от въвеждане на отделни длъжности се определят в зависимост от стандартния брой на производствения и производствения персонал на електроцентралата.

Посочените технологични и организационно-икономически особености на производството на електроенергия засягат съдържанието и задачите на управление на дейността на енергийните предприятия и сдружения.

Основно изискване към електроенергетиката е надеждно и непрекъснато захранване на потребителите, покриващо необходимия график на натоварване. Това изискване се трансформира в специфични показатели, които оценяват участието на електроцентралата и мрежовите предприятия в изпълнението на производствената програма на енергийните асоциации.

За електроцентралата е зададена готовност за носене на товара, която е зададена от графика за изпращане. За мрежовите предприятия се установява график за ремонт на оборудване и съоръжения. В плана са заложени и други технико-икономически показатели: специфичен разход на гориво в електроцентралите, намаляване на загубите на енергия в мрежите и финансови показатели. Производствената програма на енергийните предприятия обаче не може да бъде строго определена от обема на производство или доставка на електрическа и топлинна енергия. Това е непрактично поради изключителната динамичност на потреблението на енергия и съответно на производството на енергия.

Обемът на производството на енергия обаче е важен изчислителен показател, който определя нивото на много други показатели (например разходи) и резултатите от икономическата дейност.

Гилев Александър

Предимства на ТЕЦ:

Недостатъци на ТЕЦ:

Например :

Изтегли:

Преглед:

СРАВНИТЕЛНА ХАРАКТЕРИСТИКА НА ТЕЦ И АЕЦ ОТ ГЛЕДНА ТОЧКА НА ЕКОЛОГИЧНИЯ ПРОБЛЕМ.

Завършено: Гилев Александър, 11 "Д" клас, Лицей ФГБОУ ВПО "Дълрибвтуз"

Научен ръководител:Курносенко Марина Владимировна, учител по физика от най-висока квалификационна категория, лицейFGBOU VPO "Dalrybvtuz"

Топлоелектрическа централа (ТЕЦ), електроцентрала, която генерира електрическа енергия в резултат на преобразуване на топлинна енергия, отделена при изгарянето на изкопаеми горива.

С какво гориво работят ТЕЦ-овете?

въглища: Средно изгарянето на един килограм от този вид гориво отделя 2,93 kg CO2 и произвежда 6,67 kWh енергия или при 30% ефективност 2,0 kWh електроенергия. Съдържа 75-97% въглерод,

1,5-5,7% водород, 1,5-15% кислород, 0,5-4% сяра, до 1,5% азот, 2-45%

летливи вещества, количеството на влагата варира от 4 до 14%.Съставът на газообразните продукти (коксов газ) включва бензен,

толуен, ксиоли, фенол, амоняк и други вещества. От коксов газ

пречистване от суров екстракт от амоняк, сероводород и цианидни съединения

бензен, от който отделни въглеводороди и редица други ценни

вещества.

Мазут: Мазут (вероятно от арабски mazkhulat - отпадък), тъмнокафяв течен продукт, остатък след отделянето на фракции на бензин, керосин и газьол от нефт или продукти от вторичната му преработка, кипящи до 350-360 ° C. Мазутът е смес от въглеводороди (с молекулно тегло от 400 до 1000 g/mol), нефтени смоли (с молекулно тегло 500-3000 и повече g/mol), асфалтени, карбени, карбоиди и органични съединения, съдържащи метали ( V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca)
Газ: Основната част от природния газ е метанът (CH4) - от 92 до 98%. Съставът на природния газ може да включва и по-тежки въглеводороди - хомолози на метана.

Предимства и недостатъци на ТЕЦ:

Предимства на ТЕЦ:

Най-важното предимство е ниската аварийност и издръжливостта на оборудването.
Използваното гориво е доста евтино.
Изисква по-малко инвестиции в сравнение с други електроцентрали.
Може да се изгради навсякъде, независимо от наличието на гориво. Горивото може да се транспортира до местоположението на електроцентралата по железопътен или автомобилен транспорт.
Използването на природен газ като гориво практически намалява емисиите на вредни вещества в атмосферата, което е огромно предимство пред атомните електроцентрали.
Сериозен проблем за атомните централи е ликвидацията им след изчерпване на ресурса, според оценките той може да достигне до 20% от стойността на изграждането им.

Недостатъци на ТЕЦ:

Все пак топлоелектрическите централи, които използват като гориво мазут и въглища, замърсяват силно околната среда. В ТЕЦ общите годишни емисии на вредни вещества, които включват серен диоксид, азотни оксиди, въглеродни оксиди, въглеводороди, алдехиди и летлива пепел, на 1000 MW инсталирана мощност варират от около 13 000 тона годишно за газ до 165 000 за ТЕЦ с въглищен прах .
Топлоелектрическа централа с мощност 1000 MW консумира 8 милиона тона кислород годишно

Например : CHP-2 изгаря половината от въглищния състав на ден. Вероятно този недостатък е основният.

Какво ако?!

И какво, ако се случи авария в атомната електроцентрала, построена в Приморие?
Колко години ще се възстанови планетата след това?
В края на краищата CHPP-2, който постепенно преминава към газ, практически спира емисиите на сажди, амоняк, азот и други вещества в атмосферата!
Към днешна дата емисиите от CHPP-2 са намалели с 20%.
И разбира се, ще бъде премахнат още един проблем - сгуроотвала.

Малко за опасностите от атомните електроцентрали:

Достатъчно е просто да си припомним аварията в атомната електроцентрала в Чернобил на 26 април 1986 г. Само за 20 години около 5000 ликвидатори в тази група загинаха по всякакви причини, без да се броят цивилните ... И разбира се, това са всички официални данни.

Завод "МАЯК":

15.03.1953 г. - започна самоподдържаща се верижна реакция. Прекомерно облъчване на персонала на завода;
13.10.1955 г. - разрушаване на технологично оборудване и разрушаване на части от сградата.
21.04.1957 г. - SCR (спонтанна верижна реакция) в завод № 20 в събирането на оксалатни декантати след филтриране на утайката от обогатен уранов оксалат. Шестима души са получили радиационни дози от 300 до 1000 ремове (четири жени и двама мъже), една жена е починала.
10/02/1958 - SCR в завода. Бяха проведени експерименти за определяне на критичната маса на обогатен уран в цилиндричен контейнер при различни концентрации на уран в разтвор. Персоналът е нарушил правилата и инструкциите за работа с ядрен делящ се материал (ядрено делящ се материал). По време на SCR персоналът е получил радиационни дози от 7600 до 13000 rem. Трима души загинаха, един получи лъчева болест и ослепя. През същата година И. В. Курчатов говори на най-високо ниво и доказа необходимостта от създаване на специално звено за държавна сигурност. Такава организация стана ЛЯБ.
28.07.1959 г. - счупване на технологично оборудване.
12/05/1960 - SCR в завода. Петима души са били преекспонирани.
26.02.1962 г. - експлозия в сорбционна колона, разрушаване на оборудването.
07.09.1962 г. - СКР.
16.12.1965 г. - SCR в завод номер 20 продължи 14 часа.
10.12.1968 г. – СКР. Плутониевият разтвор беше напълнен в цилиндричен контейнер с опасна геометрия. Един човек почина, друг получи висока доза радиация и лъчева болест, след което бяха ампутирани два крака и дясната му ръка.
На 11 февруари 1976 г. в резултат на неквалифицирани действия на персонала в радиохимичния завод се развива автокаталитична реакция на концентрирана азотна киселина с органична течност със сложен състав. Апаратът е избухнал, настъпило е радиоактивно замърсяване на помещенията на ремонтната зона и прилежащата територия на централата. Индекс по скалата INEC-3.
02.10.1984 г. - експлозия на вакуумното оборудване на реактора.
16.11.1990 г. - експлозивна реакция в контейнери с реагент. Двама души са получили химически изгаряния, единият е починал.
17.07.1993 г. - Авария в радиоизотопния завод на производственото обединение "Маяк" с разрушаване на сорбционната колона и изпускане на незначително количество α-аерозоли в околната среда. Изхвърлянето на радиация е локализирано в производствените помещения на цеха.
02.08.1993 г. - Възниква авария в линията за издаване на пулп от завод за третиране на течни радиоактивни отпадъци, възниква инцидент поради разхерметизиране на тръбопровода и попадане на 2 m3 радиоактивен пулп върху земната повърхност (около 100 m2 от повърхността е била замърсена). Разхерметизирането на тръбопровода доведе до изтичане на радиоактивна маса на повърхността на земята с активност около 0,3 Ci. Радиоактивната следа е локализирана, замърсената почва е отстранена.
На 27 декември 1993 г. се случи инцидент в радиоизотопна инсталация, където радиоактивни аерозоли бяха изпуснати в атмосферата при смяна на филтъра. Освобождаването е 0,033 Ci за α-активност и 0,36 mCi за β-активност.
На 4 февруари 1994 г. е регистрирано повишено изпускане на радиоактивни аерозоли: според β-активността на 2-дневни нива, според дневните нива на 137Cs, общата активност е 15,7 mCi.
На 30 март 1994 г. по време на прехода е регистрирано превишение на денонощното отделяне на 137Cs с 3, β-активност - 1,7, α-активност - 1,9 пъти.
През май 1994 г. през вентилационната система на сградата на завода са изпуснати β-аерозоли с активност 10,4 mCi. Отделянето на 137Cs е 83% от контролното ниво.
На 7 юли 1994 г. в инструменталния завод е открито радиоактивно петно с площ от няколко квадратни дециметра. Мощността на експозиционната доза е 500 µR/s. Петното се е образувало вследствие на теч от запушена канализация.
31.08. През 1994 г. е регистрирано повишено изпускане на радионуклиди в атмосферния комин на сградата на радиохимичния завод (238,8 mCi, в т.ч. делът на 137Cs е 4,36% от годишното пределно допустимо изпускане на този радионуклид). Причината за изхвърлянето на радионуклиди е разхерметизацията на горивния прът на ВВЕР-440 по време на операцията по отрязване на неработещите краища на ОТВС (отработени горивни касети) в резултат на неконтролирана електрическа дъга.
На 24 март 1995 г. е регистрирано превишение от 19% на нормата за зареждане на апарата с плутоний, което може да се счита за ядрено опасен инцидент.
На 15 септември 1995 г. е открит теч на охлаждаща вода от витрификационната пещ за високоактивни LRW (течни радиоактивни отпадъци). Работата на пещта в плановия режим е преустановена.
На 21 декември 1995 г. при разрязване на термометричния канал са облъчени четирима работници (1,69, 0,59, 0,45, 0,34 rem). Причината за инцидента е нарушение на технологичния регламент от служители на предприятието.
На 24 юли 1995 г. са изпуснати аерозоли 137Cs, чиято стойност възлиза на 0,27% от годишната ПДГ за предприятието. Причината е запалването на филтърното платно.
На 14 септември 1995 г. при смяна на капаци и смазване на стъпкови манипулатори е регистрирано рязко повишаване на замърсяването на въздуха с α-нуклиди.
На 22 октомври 1996 г. намотката за охлаждаща вода на един от резервоарите за съхранение на високоактивни отпадъци се повреди. В резултат на това са замърсени тръбопроводите на охладителната система за съхранение. В резултат на този инцидент 10 служители на отдела са получили радиоактивно облъчване от 2,23×10-3 до 4,8×10-2 Sv.
На 20 ноември 1996 г. в химико-металургичния комбинат по време на работа по електрическото оборудване на изпускателния вентилатор възникна аерозолно изпускане на радионуклиди в атмосферата, което възлиза на 10% от разрешеното годишно изпускане на завода.
На 27 август 1997 г. в сградата на завод РТ-1 в едно от помещенията е установено замърсяване на пода с площ от 1 до 2 м2, мощността на дозата на гама лъчение от мястото е от 40 до 200 μR/s.
На 10.06.97 г. е регистрирано повишаване на радиоактивния фон в монтажния корпус на завода RT-1. Измерването на мощността на експозиционната доза показа стойност до 300 μR/s.
На 23 септември 1998 г., когато мощността на реактора LF-2 (Людмила) беше увеличена след задействане на автоматичната защита, допустимото ниво на мощност беше превишено с 10%. В резултат на това е настъпила разхерметизация на част от горивните пръти в три канала, което е довело до замърсяване на оборудването и тръбопроводите на първи контур. Съдържанието на 133Xe в изхвърлянето от реактора надвишава годишно допустимото ниво за 10 дни.
На 09.09.2000 г. захранването на Маяк беше прекъснато за 1,5 часа, което може да доведе до авария.
В хода на проверка през 2005 г. прокуратурата установи факта на нарушаване на правилата за работа с опасни за околната среда производствени отпадъци в периода 2001-2004 г., довело до изхвърлянето на няколко десетки милиона кубически метра течни радиоактивни отпадъци. от производството на Маяк в басейна на река Теча. Според Андрей Потапов, заместник-ръководител на отдела на Генералната прокуратура на Руската федерация в Уралския федерален окръг, „установено е, че заводският язовир, който отдавна се нуждае от реконструкция, позволява течни радиоактивни отпадъци да премине в резервоара, което представлява сериозна заплаха за околната среда не само в Челябинска област, но и в съседните региони. региони". Според прокуратурата, поради дейността на завод Маяк в заливната част на река Теча, нивото на радионуклидите се е увеличило няколко пъти през тези четири години. Както показа проверката, територията на заразата е 200 километра. В опасната зона живеят около 12 хиляди души. В същото време разследващите заявиха, че са оказвани натиск във връзка с разследването. Генералният директор на Маяк Виталий Садовников е обвинен по член 246 от Наказателния кодекс на Руската федерация „Нарушение на правилата за опазване на околната среда по време на работа“ и части 1 и 2 на член 247 от Наказателния кодекс на Руската федерация „Нарушение от правилата за работа с опасни за околната среда вещества и отпадъци”. През 2006 г. наказателното дело срещу Садовников беше прекратено поради амнистия за 100-годишнината на Държавната дума.
Теча е река, замърсена с радиоактивни отпадъци, изхвърлени от химическия комбинат Маяк, разположен в района на Челябинск. По бреговете на реката радиоактивният фон е превишен многократно. От 1946 до 1956 г. изхвърлянето на средно- и високоактивни течни отпадъци от производствената асоциация Маяк се извършва в откритата речна система Теча-Исет-Тобол, на 6 км от извора на река Теча. Общо през тези години са изхвърлени 76 милиона m3 отпадъчни води с обща β-радиационна активност над 2,75 милиона Ci. Жителите на крайбрежните села са били изложени както на външна, така и на вътрешна радиация. Общо 124 хиляди души, живеещи в населени места по бреговете на реките на тази водна система, са били изложени на радиация. Жителите на крайбрежието на река Теча (28,1 хиляди души) са били изложени на най-голямо облъчване. Около 7,5 хиляди души, преселени от 20 населени места, са получили средни ефективни дози в диапазона 3-170 cSv. Впоследствие в горната част на реката е изградена каскада от язовири. Повечето от (по отношение на активността) течни радиоактивни отпадъци са изхвърлени в езерото. Карачай (язовир 9) и "Старото блато". Заливната част на реката и дънните седименти са замърсени, отлаганията на тиня в горната част на реката се считат за твърди радиоактивни отпадъци. Подземни води в района на ез. Карачай и Теченската каскада от резервоари са замърсени.
Аварията в Маяк през 1957 г., наричана още „Кищимската трагедия“, е третата по големина катастрофа в историята на ядрената енергетика след аварията в Чернобил и аварията в атомната електроцентрала Фукушима I (според скалата INES).
Въпросът за радиоактивното замърсяване на Челябинска област е повдиган многократно, но поради стратегическото значение на химическия завод всеки път е пренебрегван.

ФУКУШИМА-1

Аварията в АЕЦ Фукушима-1 е голяма радиационна авария (според японските власти - ниво 7 по скалата INES), станала на 11 март 2011 г. в резултат на силно земетресение в Япония и последвалото цунами

Топлоелектрическите централи могат да бъдат с парни и газови турбини, с двигатели с вътрешно горене. Най-често срещаните топлоелектрически централи с парни турбини, които от своя страна се разделят на: кондензация (CES)- цялата пара, в която, с изключение на малки селекции за загряване на захранваща вода, се използва за въртене на турбината и генериране на електрическа енергия; комбинирани топлоелектрически централи- комбинирани топлоелектрически централи (CHP), които са източник на енергия за потребителите на електрическа и топлинна енергия и се намират в района на тяхното потребление.

Кондензационни електроцентрали

Кондензационните електроцентрали често се наричат държавни електроцентрали (GRES). CPP са разположени главно в близост до зони за производство на гориво или резервоари, използвани за охлаждане и кондензиране на пара, използвана в турбините.

Характеристики на кондензационните електроцентрали

в по-голямата си част значително разстояние от потребителите на електрическа енергия, което налага пренос на електроенергия предимно при напрежения 110-750 kV;
блоковият принцип на изграждане на станцията, който осигурява значителни технически и икономически предимства, състоящи се в повишаване на надеждността на работата и улесняване на експлоатацията, в намаляване на обема на строително-монтажните работи.
Механизмите и инсталациите, които осигуряват нормалното функциониране на станцията, съставляват нейната система.

IES може да работи на твърдо (въглища, торф), течно (мазут, нафта) гориво или газ.

Доставката и подготовката на твърдо гориво се състои в транспортирането му от складовете до системата за подготовка на горивото. При тази система горивото се довежда до прахообразно състояние, за да се раздуха допълнително към горелките на пещта на котела. За да поддържа процеса на горене, специален вентилатор вдухва въздух в пещта, загрят от отработени газове, които се изсмукват от пещта от димоотвод.

Течното гориво се подава към горелките директно от склада в загрята форма от специални помпи.

Приготвянето на газообразно гориво се състои главно в регулиране на налягането на газа преди изгаряне. Газът от находище или хранилище се транспортира по газопровод до газоразпределителна точка (ГРП) на станцията. Хидравличното разбиване разпределя газа и регулира неговите параметри.

Процеси в парния кръг

Основната верига пара-вода извършва следните процеси:

Изгарянето на гориво в пещта е придружено от отделяне на топлина, която загрява водата, протичаща в тръбите на котела.
Водата се превръща в пара с налягане 13 ... 25 MPa при температура 540..560 ° C.
Произведената в котела пара се подава в турбината, където извършва механична работа - върти вала на турбината. В резултат на това роторът на генератора, разположен на общ вал с турбината, също се върти.
Парата, изтощена в турбината с налягане 0,003 ... 0,005 MPa при температура 120 ... 140 ° C, влиза в кондензатора, където се превръща във вода, която се изпомпва към деаератора.
В обезвъздушителя се отстраняват разтворените газове и преди всичко кислорода, който е опасен поради корозивната си активност Системата за циркулационно водоснабдяване охлажда парата в кондензатора с вода от външен източник (резервоар, река, артезиански кладенец). Охладената вода с температура не по-висока от 25...36 °C на изхода на кондензатора се изпуска във водоснабдителната система.

Интересен видеоклип за работата на CHP можете да видите по-долу:

За компенсиране на загубите на пара, подхранваща вода, която преди това е преминала химическа обработка, се изпомпва в главната система пара-вода чрез помпа.

Трябва да се отбележи, че за нормалната работа на парни и водни инсталации, особено със свръхкритични параметри на парата, качеството на водата, подадена към котела, е важно, така че кондензатът от турбината се пропуска през филтърната система за обезсоляване. Системата за пречистване на водата е предназначена за пречистване на подхранваща и кондензирана вода и отстраняване на разтворените газове от нея.

В станциите, използващи твърди горива, продуктите от горенето под формата на шлака и пепел се отстраняват от пещта на котела чрез специална система за отстраняване на пепел и пепел, оборудвана със специални помпи.

При изгаряне на газ и мазут такава система не е необходима.

В IES има значителни загуби на енергия. Топлинните загуби са особено високи в кондензатора (до 40..50% от общото количество топлина, отделена в пещта), както и с отработените газове (до 10%). Ефективността на съвременните CPP с високи параметри на налягането и температурата на парата достига 42%.

Електрическата част на ИЕС е съвкупност от основно електрическо оборудване (генератори) и електрическо оборудване за собствени нужди, включително шини, комутационна и друга апаратура с всички връзки, изградени между тях.

Станционните генератори са свързани в блокове с повишаващи трансформатори без устройства между тях.

В тази връзка в ИЕС не се изграждат уредби за генераторно напрежение.

Разпределителните устройства за 110-750 kV, в зависимост от броя на връзките, напрежението, предаваната мощност и необходимото ниво на надеждност, се изработват съгласно стандартни електрически схеми на свързване. Кръстосаните връзки между блоковете се осъществяват само в разпределителните уредби на висшата или в електроенергийната система, както и за гориво, вода и пара.

В тази връзка всеки енергоблок може да се разглежда като отделна автономна станция.

За осигуряване на електроенергия за собствените нужди на станцията се правят кранове от генераторите на всеки блок. Генераторното напрежение се използва за захранване на мощни електродвигатели (200 kW или повече), а за захранване на двигатели с по-малка мощност и осветителни инсталации се използва система 380/220 V. Електрическите вериги за собствените нужди на станцията могат да бъдат различни.

Още едно интересно видео за работата на CHP отвътре:

Комбинирани топлоелектрически централи

Топлоелектрическите централи, като източници на комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия, имат много по-голям дял от ИЕС (до 75%). Това се обяснява с. че част от отработената в турбините пара се използва за нуждите на промишленото производство (технологии), отопление, топла вода.

Тази пара се доставя директно за промишлени и битови нужди или се използва частично за предварително загряване на вода в специални котли (нагреватели), от които водата се изпраща през отоплителната мрежа към потребителите на топлинна енергия.

Основната разлика между технологията за производство на енергия в сравнение с IES е спецификата на веригата пара-вода. Осигуряване на междинни извличания на пара от турбината, както и в метода на извеждане на енергия, според който основната част от нея се разпределя при напрежението на генератора през разпределителното устройство на генератора (GRU).

Комуникацията с други станции на електроенергийната система се осъществява при повишено напрежение чрез повишаващи трансформатори. По време на ремонт или аварийно изключване на един генератор, липсващата мощност може да бъде прехвърлена от електроенергийната система чрез същите трансформатори.

За повишаване на надеждността на когенерацията е предвидено разделяне на шините.

Така че, в случай на авария на гумите и последващ ремонт на една от секциите, втората секция остава да работи и осигурява захранване на потребителите чрез линиите, които остават под напрежение.

По такива схеми се изграждат промишлени генератори с мощност до 60 MW, предназначени да захранват локални товари в радиус от 10 км.

Големите модерни използват генератори с мощност до 250 MW с обща мощност на станцията 500-2500 MW.

Те са изградени извън границите на града и електричеството се пренася на напрежение 35-220 kV, GRU не е предвидено, всички генератори са свързани в блокове с повишаващи трансформатори. Ако е необходимо да се осигури захранване на малък локален товар в близост до блоковия товар, се осигуряват кранове от блоковете между генератора и трансформатора. Възможни са и схеми на комбинирани станции, в които няма GRU и няколко генератора са свързани по блокови схеми.