клас: 9

Цели: формиране на разбирането на учениците за руската електроенергетика като авангарден отрасъл на националната икономика на страната.

задачи:

• образователен: задълбочаване на знанията на учениците за горивно-енергийния комплекс на Русия; обяснява понятията „електроенергетика” и „енергийна система”; дават представа за ролята и значението на електроенергетиката за индустрията и населението на страната;
• Образователни: да развива у учениците уменията и уменията за работа с карта и текст; насърчаване на развитието на аналитично и логическо мислене;
• Образователни: да се възпитава интерес към географията на родната страна, нейната икономика и екология.

Тип урок:комбинирани.

Технически средства за обучение и материална подкрепа:Включен компютър - 1 комплект, Видео проектор - 1 бр., Интерактивна дъска - 1 бр., Компютърни програми и медии - 1 комплект, карта "Електроенергетиката на Русия", студентски атласи, презентация ( Приложение 1) снимки на различни електроцентрали, диаграми, видео.

Терминологичен апарат:електроцентрала, ТЕЦ, водноелектрическа централа, атомна електроцентрала, алтернативни източници на енергия, енергийна система.

време: 45 минути.

По време на занятията

I. Организационен момент (1 мин.)

II. Анкета за домашна работа (8 мин.)

Тест. Работете с текста на презентацията.

Най-големите запаси от въглища (общогеоложки) са съсредоточени в: (слайд 3)
А) Кузнецки басейн
Б) Печорски басейн
Б) Тунгуска котловина
Г) Донецки басейн

Първото място в Русия по запаси от въглища се заема от басейна (слайд 4)
А) Кузнецки
Б) Печорски
Б) Южен Якут

Най-евтините въглища (2-3 пъти по-евтини от Кузнецк) в басейна (слайд 5)
А) Печорски
Б) Донецк
Б) Канск-Ачинск

Най-голямата петролна и газова база в Русия е (слайд 6)
А) Западен Сибир
Б) Поволжието
Б) Баренцово море

На територията на Русия има (слайд 7)
А) 26 рафинерии
Б) 22 рафинерии
В) 30 рафинерии
Г) 40 рафинерии

Общата дължина на газопроводите в Русия е (слайд 8)
А) 140 хиляди км
Б) 150 хил. км
В) 170 хиляди км
Г) 120 хил. км

По запаси на газ Русия се нарежда в света (слайд 9)
А) 1-во място
Б) 2-ро място
В) 3-то място

Начертайте диаграма "Състав на горивно-енергийния комплекс"

Работа с текст (учениците получават карти с текст, идентифицират грешките в него и ги коригират). Отговори: 1) Б; 2) А; 3) Б; 4) А; 5) А; 6) Б; 7) А. (слайд 10). Партньорска проверка на работата по двойки. Приложение 2

III. Изучаване на нова тема (слайд 12) (30 мин.)

Планирайте.

1. Значението на електроенергийната индустрия за страната.
2. Алтернативни източници на енергия.

1. Значение на електроенергетиката за страната.

Напишете определението в тетрадка (слайд 13)

Електричеството е индустрия, която произвежда електричество в електроцентрали и го предава на разстояние по електропроводи.

Работете със статистическия материал на таблицата на учебника (стр. 125) „Динамика на производството на електроенергия в Русия през последните 20 години“. Има спад в производството в края на 90-те години на миналия век, увеличение на производството в момента.

Консуматори на енергия (слайд 14)

Основното изискване е надеждността на захранването. За да направят това, те се опитват да свържат всички електроцентрали с електропроводи (TL), така че внезапната повреда на една от тях да бъде компенсирана от други. Така се формира Единната енергийна система (ЕЕС) на страната (слайд 15).

ЕЕС на страната в електроенергийната индустрия обединява производството, преноса и разпределението на електрическа енергия между потребителите. В електроенергийната система всяка електроцентрала има възможност да избере най-икономичния режим на работа. ЕЕС на Русия обединява повече от 700 големи електроцентрали, в които е съсредоточена над 84% от мощността на всички електроцентрали в страната (слайд 16). Слайд карта (слайд 17).

Производството на електроенергия в станции от различен тип е показано на диаграмата (слайд 18).

Фактори за местоположение за електроцентрали от различни типове: (слайд 19).

Всяка от електроцентралите има свои собствени характеристики. Нека ги разгледаме.

Видове електроцентрали:

2. ТЕЦ- термичен. Те работят на традиционни горива: въглища, мазут, газ, торф, нефтени шисти.

Ефективност -30-70% (слайд 20, 21).

Фактори за местоположение на ТЕЦ (слайд 22).

ТЕЦ е вид топлоелектрически централи (слайд 23).

Предимства и недостатъци на ТЕЦ (слайд 24).

Най-голямата ТЕЦ у нас е ТЕЦ Сургут (малко съобщение от студент – предсрочно) (слайд 25).

Следващият вид е

водноелектрически централи

3. ВЕЦ– хидравличен. Използвайте енергията на падаща или движеща се вода ефективност - 80% (слайд 26).

Местоположението на водноелектрическата централа се определя от картата "Хидроенергийни ресурси на Русия" (слайд 27).

На най-големите реки са изградени каскади от водноелектрически централи (слайд 28).

Предимства и недостатъци на водноелектрическите централи (слайд 29).

Най-голямата водноелектрическа централа в Русия е Саяно-Шушенская (6,4 MW), където през 2009 г. се случи катастрофа, причинена от човека (слайд 30).

ВЕЦ Чебоксари е най-близо до Република Марий Ел (слайд 31).

Атомни електроцентрали.

4. АЕЦ- атомни електроцентрали. Те използват енергията на ядреното делене.

• Ефективност -30-35% (слайд 32).

Принципът на работа на атомната електроцентрала може да се види във видео клипа (слайд 33) ( Приложение 3 , Приложение 4). Виждаме местоположението на атомната електроцентрала на картата (слайд 34).

Предимства и недостатъци на атомните електроцентрали (слайд 35).

Разглежданите видове електроцентрали работят на изгаряне на минерално гориво, което неизбежно ще приключи след определен период от време. Ще са необходими алтернативни енергийни източници за задоволяване на бъдещи нужди от електроенергия.

5. Алтернативни източници на енергия

Алтернативни електроцентрали (слайд 36). Помислете за видовете алтернативни форми на енергия.

1. слънчева енергия. В Чувашия се строи завод за слънчеви батерии (слайд 37). (38) Слънчевите панели вече се използват на практика в столицата на републиката. В Ботаническата градина на Йошкар-Ола оранжерията се осветява и отоплява с помощта на слънчева енергия (слайд 39).
2. Вятърна енергия. Слайд (40) показва вятърни двигатели и вятърна мелница на музея на открито в Козмодемянск, Република Марий Ел. Такива мелници са били използвани в много населени места на страната.
3. Вътрешна енергия на Земята. (слайд 41). В кой регион на страната се намират ГТЕЦ? (слайд 42).
4. Приливната енергия се използва в ТЕЦ Кислогубская (слайд 43)

IV. Размисъл (4 мин.)

Какви нови неща научихте за себе си?

1. Какъв тип електроцентрали преобладават в Русия?
2. Каква е разликата между електроцентралите и станциите?
3. Къде е най-доброто място за изграждане на водноелектрическа централа?
4. Къде се строят атомни електроцентрали?
5. Какво е енергийна система?

V. Домашна работа (2 мин.).

(слайд 44, 45) Прочетете параграф 23 от учебника. Поставете на контурната карта: Балаково, Белоярская, Билибинская, Браткая, Волжская, Зейская, Кола, Конаковская, Курск, Ленинград, Обнинская, Рефтинская, Смоленская, Сургутская, Чебоксарская. Напишете проблемите на електроенергийната индустрия и се опитайте да намерите решение на проблема.

За желаещите:

• гледайте сериала "Енергия: как работи"
• myenergy.ru

Студентски оценки.

Благодаря за урока!

литература.

1. География на Русия. Население и икономика 9 клас. Учебник V.P. Дронов, В.Я. ром.
2. Разработки на уроците по география „Население и икономика на Русия“ 9 клас. Е.А. Жизина.
3. Атлас и контурни карти по география за 9 клас.
4. Виртуална школа на Кирил и Методий. Уроците по география 9 клас.
5. Карта Енергийната индустрия на Русия Мултимедиен диск.
6. Презентация към урока „Енергетика. Видове електроцентрали”.

Технологичната схема на топлоелектрическата централа отразява състава и взаимосвързаността на нейните технологични системи, общата последователност на процесите, протичащи в тях. На фиг. 11 е показана схематична диаграма на кондензационна ТЕЦ за твърдо гориво.

Съставът на ТЕЦ включва: разход на гориво и система за подготовка на горивото за изгаряне; котелна централа- комбинация от котела и спомагателното оборудване (състои се от самия котел, горивно устройство, прегревател, воден икономийзер, въздушен нагревател, рамка, тухлена зидария, фитинги, спомагателно котелно оборудване и тръбопроводи); турбинна инсталация- комплект турбина и спомагателно оборудване; Пречиствателни станции за вода и кондензат; техническо водоснабдяване, система за отстраняване на пепел и шлака; електроинженерство; система за управление на енергийното оборудване.

Икономията на гориво включва приемно-разтоварни устройства, транспортни механизми, горивни депа за твърди и течни горива и устройства за предварителна подготовка на горивото (дробилки за въглища). Съоръженията за мазут включват и помпи за изпомпване на мазут и нагреватели.

Приготвянето на твърдо гориво за горене се състои в смилането и изсушаването му в пулверизираща инсталация, а приготвянето на мазут се състои в нагряване, почистване от механични примеси, а понякога и в третирането му със специални добавки. Подготовката на газовото гориво се свежда основно до регулиране на налягането на газа преди да влезе в котела.

Въздухът, необходим за изгаряне на горивото, се подава към котела чрез вентилатори. Продукти от горенето на горивото - димните газове се изсмукват от димоотводите и се изхвърлят през комини в атмосферата. Съвкупността от канали (въздухопроводи и газопроводи) и различни елементи от оборудването, през които преминават въздухът и димните газове, образуват газ-

въздушен път на ТЕЦ. Включените в него димоотводи, комин и вентилатори са чернова инсталация.В горивната зона на горивото негоримите (минерални) примеси, включени в неговия състав, претърпяват физични и химични трансформации и се отстраняват частично от котела под формата на шлака, а значителна част от тях се отвеждат от димните газове под формата на фини пепелни частици. За предпазване на атмосферния въздух от пепелни емисии, пепелните колектори се монтират пред димоотводите (за да се предотврати износването им на пепел).

Шлаката и уловената пепел обикновено се отстраняват хидравлично извън територията на централата до пепелни депа. При изгаряне на мазут и газ не се монтират пепелни колектори.

При изгаряне на горивото химически свързаната енергия се превръща в топлинна енергия, образуват се продукти от горенето, които в нагревателните повърхности на котела отдават топлина на водата и образуваната от нея пара.

Образува се съвкупността от оборудване, неговите отделни елементи, тръбопроводи, по които се движат вода и пара водна пара пътека на станцията.

В котела водата се нагрява до температура на насищане, изпарява се и наситената пара, образувана от врящата (котелна) вода, се прегрява. След това прегрятата пара се изпраща по тръбопроводи към турбината, където нейната топлинна енергия се преобразува в механична енергия, предавана към вала на турбината. Изпусканата в турбината пара влиза в кондензатора, отдава топлина на охлаждащата вода и кондензира.

От кондензатора парата, превърната във вода, се изпомпва от кондензатната помпа и, преминавайки през нагревателите с ниско налягане (LPH), влиза в деаератора. Тук водата се нагрява с пара до температура на насищане, докато кислородът и другите газове се отстраняват в атмосферата, за да се предотврати корозия на оборудването. От обезвъздушителя се обади вода хранителни , се изпомпва през нагревателите с високо налягане (HPH) от захранваща помпа и се подава в котела.

Кондензатът в HDPE и деаератора, както и захранващата вода в HPH, се нагряват от пара, взета от турбината. Този метод на нагряване означава връщане (регенерация) на топлина към цикъла и се нарича регенеративно отопление. Благодарение на него се намалява потокът на пара в кондензатора, а следователно и количеството топлина, предавано на охлаждащата вода, което води до повишаване на ефективността на парната турбина.

Съвкупността от елементи, които осигуряват кондензаторите с охлаждаща вода, се нарича техническо водоснабдяване. Включва източник на водоснабдяване (река, резервоар, охладителна кула - охладителна кула), циркулационна помпа, входящи и изходящи тръбопроводи. В кондензатора около 55% от топлината на парата, влизаща в турбината, се прехвърля към охлаждащата вода; тази част от топлината не се използва за генериране на електроенергия и се губи безполезно.

Тези загуби ще бъдат значително намалени, ако частично отработената пара се взема от турбината и нейната топлина се използва за технологични нужди на промишлени предприятия или за загряване на вода за отопление. Така станцията се превръща в комбинирана топлоелектрическа централа (CHP), която осигурява комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия. При ТЕЦ се монтират специални турбини с пароизвличане - т. нар. когенерационни турбини. Кондензатът от парата, подаден на консуматора на топлина, се подава към когенерационната инсталация чрез връщаща кондензатна помпа.

ТЕЦ централите може да имат външни загуби на пара и кондензатсвързани с отделянето на топлина към промишлените потребители. Средно те са 35 - 50%. Вътрешните и външните загуби на пара и кондензат се попълват с подхранваща вода, предварително обработена в пречиствателната станция.

ТЕЦ-овете са вътрешни загуби на кондензат и пара, поради непълна херметичност на водно-парния път, както и безвъзвратното потребление на пара и кондензат за техническите нужди на станцията. Те съставляват малка част от общия дебит на пара за турбините (около 1 - 1,5%).

По този начин, захранваща вода на котелапредставлява смес от турбинен кондензат и подхранваща вода.

Електрическите съоръжения на станцията включват електрогенератор, комуникационен трансформатор, главно разпределително устройство, система за захранване на собствените механизми на централата чрез спомагателен трансформатор.

Системата за управление на енергийното оборудване на топлоелектрическите централи събира и обработва информация за хода на технологичния процес и състоянието на оборудването, автоматично и дистанционно управление на механизмите и регулиране на основните процеси, автоматична защита на оборудването.

Сигурни въпроси за глава 3

1. Какви видове електроцентрали познавате?

2. Каква е разликата между топлоелектрически централи и атомни?

3. Какви методи за превръщане на топлинната енергия в механична познавате?

4. Каква е разликата между котелна инсталация и турбинна инсталация?

5. Дайте дефинициите на тяга инсталация и водно-парен път на станцията.

6. Какво е захранваща вода на котела?

7. Какво е техническо водоснабдяване?

8. Каква е разликата между външните загуби и вътрешните загуби на кондензат и пара?

ПОДГОТОВКА НА ВОДА

МЛАДЕЖА И СПОРТ НА УКРАЙНА

Ю.НО. ГИЧЕВ

ТЕРМОЕЛ

Chastб аз

Днепропетровск NMetAU 2011

МИНИСТЕРСТВО НА ОБРАЗОВАНИЕТО И НАУКАТА,

МЛАДЕЖА И СПОРТ НА УКРАЙНА

НАЦИОНАЛНА МЕТАЛУРГИЧНА АКАДЕМИЯ НА УКРАИНА

Ю.НО. ГИЧЕВ

ТЕРМОЕЛ

Chastб аз

Ill 23. Библиография: 4 имена.

Отговорник за освобождаването, д-р техн. науки, проф.

Рецензенти: , д-р техн. науки, проф. (DNURT)

канд. технология науки, ст.н.с. (NMetAU)

© National Metallurgical

Академия на Украйна, 2011 г

ВЪВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………………………………..4

1 ОБЩА ИНФОРМАЦИЯ ЗА ТЕРМОЕЛЕКТРИЧЕСКИ СТАЦИИ……………………………5

1.1 Дефиниция и класификация на електроцентралите………………………….5

1.2 Технологична схема на ТЕЦ…………………………………8

1.3 Технико-икономически показатели на ТЕЦ……………………………….11

1.3.1 Енергийни индикатори……………………………………………….11

1.3.2 Икономически показатели……………………………………………….13

1.3.3 Показатели за изпълнение……………………………………………...15

1.4 Изисквания за ТЕЦ………………………………………16

1.5 Характеристики на промишлените топлоелектрически централи………………16

2 ИЗГРАЖДАНЕ НА ТЕРМИЧНИ СХЕМИ НА ТЕЦ…………………………………………17

2.1 Общи понятия за термични вериги………………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………….

2.2 Начални параметри на парата…………………………………………………………….18

2.2.1 Начално налягане на парата……………………………………….18

2.2.2 Начална температура на парата…………………………………...20

2.3 Повторно нагряване на парата……………………………………………………..22

2.3.1 Енергийна ефективност на повторното нагряване...24

2.3.2 Налягане на повторно нагряване…………………………26

2.3.3 Техническо изпълнение на подгряване……27

2.4 Крайни параметри на парата…………………………………………………………….29

2.5 Регенеративно нагряване на захранваща вода……………………………30

2.5.1 Енергийна ефективност на регенеративното отопление..30

2.5.2 Техническо изпълнение на регенеративното отопление......34

2.5.3 Температура на нагряване на регенеративната захранваща вода..37

2.6 Изграждане на термични схеми на топлоелектрически централи на базата на основните типове турбини.......39

2.6.1 Изграждане на термична схема на базата на турбина "К"…………...39

2.6.2 Изграждане на термична схема на базата на турбина "Т"…………..41

ЛИТЕРАТУРА…………………………………………………………………………………44

ВЪВЕДЕНИЕ

Дисциплината "Топлоелектрически централи" по редица причини е от особено значение сред дисциплините, четени за специалност 8 (7). - топлоенергетика.

На първо място, от теоретична гледна точка дисциплината акумулира знанията, придобити от студентите в почти всички основни предишни дисциплини: „Гориво и неговото изгаряне“, „Котелни инсталации“, „Нагнетатели и топлинни двигатели“, „Източници на топлоснабдяване за промишлени предприятия" , "Пречистване на газ" и др.

Второ, от практическа гледна точка топлоелектрическите централи (ТЕЦ) са интегрирано енергийно предприятие, което включва всички основни елементи на енергийната икономика: система за приготвяне на гориво, котелен цех, турбинен цех, система за преобразуване и захранване топлинна енергия към външни консуматори, системи за оползотворяване и неутрализиране на вредни емисии.

На трето място, от индустриална гледна точка, топлоелектрическите централи са доминиращите предприятия за производство на електроенергия във вътрешния и чуждестранния енергиен сектор. Топлоелектрическите централи представляват около 70% от инсталираната мощност за производство на електроенергия в Украйна, а като се вземат предвид атомните електроцентрали, където също се прилагат технологии с парни турбини, инсталираната мощност е около 90%.

Тези конспекти са разработени в съответствие с работната програма и учебния план за специалност 8(7). - топлоенергетика и като основни теми включва: обща информация за топлоелектрическите централи, принципи за изграждане на топлинни вериги на електроцентрали, избор на оборудване и изчисления на топлинни вериги, разположение на оборудването и работа на топлоелектрически централи.

Дисциплината "Топлоелектрически централи" допринася за систематизиране на знанията, придобити от студентите, разширяване на професионалния им хоризонт и може да се използва в курсова работа по редица други дисциплини, както и при изготвянето на дипломни работи на специалисти и магистърски програми. тези.

1 ОБЩА ИНФОРМАЦИЯ ЗА ТЕРМОЕЛ

1.1 Дефиниция и класификация на електроцентралите

Електрическа централа- енергийно предприятие, предназначено да преобразува различни видове горива и енергийни ресурси в електричество.

Основните опции за класификация на електроцентралите:

I. В зависимост от вида на преобразуваните горивни и енергийни ресурси:

1) топлоелектрически централи (ТЕЦ), в които електроенергията се получава чрез преобразуване на въглеводородни горива (въглища, природен газ, мазут, горими ВЕР и други);

2) атомни електроцентрали (АЕЦ), в които електричеството се получава чрез преобразуване на атомната енергия в ядрено гориво;

3) водноелектрически централи (ВЕЦ), в които електричеството се получава чрез преобразуване на механичната енергия на потока от естествен водоизточник, предимно реки.

Тази опция за класификация може да включва и електроцентрали, използващи нетрадиционни и възобновяеми енергийни източници:

слънчеви електроцентрали;

геотермални електроцентрали;

вятърни електроцентрали;

· приливни електроцентрали и други.

II. За тази дисциплина представлява интерес по-задълбочена класификация на топлоелектрическите централи, които в зависимост от вида на топлинните двигатели се разделят на:

1) парни турбинни електроцентрали (STP);

2) газотурбинни електроцентрали (ГТП);

3) централи с комбиниран цикъл (CGE);

4) електроцентрали на двигатели с вътрешно горене (ДВГ).

Сред тези електроцентрали доминират парните турбинни електроцентрали, които представляват над 95% от общата инсталирана мощност на ТЕЦ.

III. В зависимост от вида на енергийните носители, доставяни на външен потребител, парните турбинни електроцентрали се разделят на:

1) кондензационни електроцентрали (КЕЦ), които доставят само електроенергия на външен потребител;

2) комбинирани топлоелектрически централи (CHP), които захранват външни потребители както с топлинна, така и с електрическа енергия.

IV. В зависимост от предназначението и ведомственото подчинение електроцентралите се делят на:

1) регионални електроцентрали, които са предназначени да осигуряват електроенергия на всички потребители в региона;

2) промишлени електроцентрали, които са част от промишлени предприятия и са предназначени да осигуряват електроенергия предимно на потребителите на предприятията.

V. В зависимост от продължителността на използване на инсталираната мощност през годината електроцентралите се делят на:

1) основен (B): 6000 ÷ 7500 h / година, т.е. над 70% от продължителността на годината;

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

3) полупиков (P/P): 2000÷4000 h/година, 20÷50%;

4) пик (P): до 2000 h/година, до 20% от продължителността на годината.

Тази опция за класификация може да бъде илюстрирана с примера на графика на продължителността на електрическите натоварвания:

Фигура 1.1 - Графика на продължителността на електрическите натоварвания

VI. В зависимост от налягането на парата, влизаща в турбините, парнотурбинните ТЕЦ се делят на:

1) ниско налягане: до 4 MPa;

2) средно налягане: до 9 - 13 MPa;

3) високо налягане: до 25 - 30 MPa, включително:

● подкритично налягане: до 18 - 20 MPa

● критично и свръхкритично налягане: над 22 MPa

VII. В зависимост от мощността парните турбинни електроцентрали се делят на:

1) електроцентрали с малък капацитет: обща инсталирана мощност до 100 MW с единична мощност на инсталирани турбогенератори до 25 MW;

2) средна мощност: обща инсталирана мощност до 1000 MW с единична мощност на инсталирани турбогенератори до 200 MW;

3) висока мощност: общата инсталирана мощност е над 1000 MW с единична мощност на инсталирани турбогенератори над 200 MW.

VIII. В зависимост от метода на свързване на парогенераторите към турбогенераторите, топлоелектрическите централи се разделят на:

1) централизирани (неблокови) топлоелектрически централи, в които парата от всички котли влиза в един централен паропровод и след това се разпределя между турбогенераторите (виж фиг. 1.2);

1 – парогенератор; 2 - парна турбина; 3 - централен (главен) паропровод; 4 – кондензатор на парна турбина; 5 - електрически генератор; 6 - трансформатор.

Фигура 1.2 - Схематична диаграма на централизирана (неблокова) ТЕЦ

2) блокови топлоелектрически централи, в които всеки от инсталираните парогенератори е свързан към добре дефиниран турбогенератор (виж фиг. 1.3).

1 – парогенератор; 2 - парна турбина; 3 – междинен паропрегревател; 4 – кондензатор на парна турбина; 5 - електрически генератор; 6 - трансформатор.

Фигура 1.3 - Схематична схема на блок ТЕЦ

За разлика от неблоковата блокова схема на ТЕЦ, тя изисква по-малко капиталови разходи, по-лесна е за експлоатация и създава условия за пълна автоматизация на парна турбинна инсталация на електроцентрала. В блоковата схема броят на тръбопроводите и производствените обеми на станцията за поставяне на оборудване е намален. При използване на междинно прегряване на пара, използването на блок-схеми е задължително, тъй като в противен случай не е възможно да се контролира потокът на парата, освободен от турбината за прегряване.

1.2 Технологична схема на ТЕЦ

Технологичната схема изобразява основните части на електроцентралата, тяхната връзка и съответно показва последователността на технологичните операции от момента на доставяне на горивото в станцията до доставката на електроенергия на потребителя.

Като пример, Фигура 1.4 показва технологична схема за електроцентрала с парна турбина с прахообразни въглища. Този тип ТЕЦ преобладава сред работещите основни топлоелектрически централи в Украйна и в чужбина.

Sun - разход на гориво на гарата; Dp. г) е производителността на парогенератора; Ds. н. – условна консумация на пара за собствени нужди на станцията; Dt - поток на пара към турбината; Evyr - количеството произведена електроенергия; Esn - потребление на електроенергия за собствени нужди на станцията; Eop - количеството електроенергия, доставена на външен потребител.

Фигура 1.4 - Пример за технологична схема на електроцентрала с парна турбина с прахообразни въглища

Обичайно е технологичната схема на ТЕЦ да се разделя на три части, които са маркирани с пунктирани линии на фигура 1.4:

аз … Пътят гориво-газ-въздух, който включва:

1 – икономичност на гориво (разтоварно устройство, склад за сурови въглища, трошачни инсталации, бункери за натрошени въглища, кранове, конвейери);

2 – система за пулверизиране (въглищни мелници, фини вентилатори, бункери за въглищен прах, хранилки);

3 – вентилатор за подаване на въздух за изгаряне на гориво;

4 – парогенератор;

5 – пречистване на газ;

6 - димоотвод;

7 - комин;

8 – багер помпа за транспортиране на смес от хидропепел и шлака;

9 – доставка на смес от хидропепел и шлака за обезвреждане.

Като цяло пътят гориво-газ-въздух включва : икономия на гориво, система за прахоподготовка, устройство за издухване, димоотводи на котела и система за отстраняване на пепел и шлака.

II … Път на пара, който включва:

10 - въздушна турбина;

11 – кондензатор на парна турбина;

12 - циркулационна помпа на системата за циркулационно водоснабдяване за охлаждане на кондензатора;

13 – охладително устройство на реверсивната система;

14 - подаване на допълнителна вода, компенсираща загубите на вода в циркулационната система;

15 – доставка на сурова вода за приготвяне на химически пречистена вода, която компенсира загубата на кондензат в станцията;

16 - химическа обработка на водата;

17 – помпа за химическо третиране на водата, доставяща допълнителна химически обработена вода към потока от кондензат от отработена пара;

18 – кондензна помпа;

19 – регенеративен водонагревател с ниско налягане;

20 - обезвъздушител;

21 - захранваща помпа;

22 – регенеративен водонагревател с високо налягане;

23 – дренажни помпи за отвеждане на кондензата от отоплителна пара от топлообменника;

24 – регенеративни пароизвличания;

25 - Междинен паропрегревател.

Като цяло пътят пара-вода включва: пароводна част на котела, турбина, кондензатен агрегат, системи за приготвяне на охлаждаща циркулационна вода и допълнително химически обработена вода, система за регенеративно загряване на захранващата вода и обезвъздушаване на захранващата вода.

III … Електрическа част, която включва:

26 – електрически генератор;

27 - повишаващ трансформатор за електрическа енергия, подадена на външен консуматор;

28 - шини на отвореното разпределително устройство на електроцентралата;

29 – трансформатор за електрическа енергия за собствени нужди на централата;

30 - шини на разпределителното устройство на електрическата енергия за собствени нужди.

По този начин електрическата част включва: генератор, трансформатори и разпределителни шини.

1.3 Технико-икономически показатели на ТЕЦ

Технико-икономическите показатели на ТЕЦ са разделени на 3 групи: енергийни, икономически и експлоатационни, които съответно са предназначени за оценка на техническото ниво, ефективността и качеството на работа на станцията.

1.3.1 Енергийни характеристики

Основните енергийни показатели на ТЕЦ включват: к.п.д. електроцентрали (), специфична консумация на топлина (), специфична консумация на гориво за производство на електроенергия ().

Тези показатели се наричат ​​индикатори за топлинна ефективност на станцията.

Според резултатите от действителната експлоатация на електроцентралата ефективност се определя от отношенията:

; (1.1)

; (1.2)

При проектиране на електроцентрала и за анализ на нейната работа, ефективност се определят от продукти, които отчитат ефективността. отделни елементи на станцията:

където ηkot, ηturbo – ефективност цехове за котли и турбини;

ηt. п. - к.п.д. топлинен поток, който отчита топлинните загуби от топлоносителите вътре в станцията поради пренос на топлина към околната среда през стените на тръбопровода и течове на топлоносител, ηt. n. = 0,98 ... 0,99 (срв. 0,985);

esn е делът на електроенергията, изразходвана за собствените нужди на електроцентралата (електрическо задвижване в системата за приготвяне на гориво, задвижване на тяговото оборудване на котелния цех, задвижване на помпата и др.), esn = Esn/Evyr = 0,05…0,10 (вж. 0,075);

qsn е делът на потреблението на топлина за собствени нужди (химическа обработка на водата, обезвъздушаване на захранващата вода, работа на парни ежектори, осигуряващи вакуум в кондензатора и др.), qsn = 0,01…0,02 (срв. 0,015).

К. п.д. котелното цех може да се представи като к.п.д. парогенератор: ηcat = ηp. d. = 0,88…0,96 (срв. 0,92)

К. п.д. турбинен цех може да се представи като абсолютна електрическа ефективност. турбогенератор:

ηturb = ηt. g. = ηt ηoi ηm, (1.5)

където ηt е топлинната ефективност. цикъл на парна турбинна инсталация (съотношение на използваната топлина към подадената топлина), ηt = 0,42…0,46 (срв. 0,44);

ηoi е вътрешната относителна ефективност. турбини (като се вземат предвид загубите вътре в турбината поради парно триене, преливане, вентилация), ηoi = 0,76…0,92 (срв. 0,84);

ηm - електромеханична ефективност, която отчита загубите при пренос на механична енергия от турбината към генератора и загубите в самия електрически генератор, ηeng = 0,98 ... 0,99 (срв. 0,985).

Като се вземе предвид произведението (1.5), израз (1.4) за ефективността нетната електроцентрала приема формата:

ηsnet = ηpg ηt ηoi ηm ηtp (1 – esn) (1 – qsn); (1.6)

и след заместване средните стойности ще бъдат:

ηsnet = 0,92 0,44 0,84 0,985 0,985 (1 - 0,075) (1 - 0,015) = 0,3;

Като цяло, за електроцентрала, ефективността нетни промени в рамките на: ηsnet = 0,28…0,38.

Специфичната консумация на топлина за производство на електроенергия се определя от съотношението:

, (1.7)

където Qfuel е топлината, получена от изгарянето на горивото .

; (1.8)

където rn е нормативният коефициент на ефективност на капиталовите инвестиции, година-1.

Реципрочната стойност на pH дава периода на изплащане, например при pH = 0,12 година-1, периодът на изплащане ще бъде:

Тези разходи се използват за избор на най-икономичния вариант за изграждане на нова или реконструкция на съществуваща електроцентрала.

1.3.3 Изпълнение

Индикаторите за ефективност оценяват качеството на работа на електроцентралата и по-специално включват:

1) коефициент на персонал (брой обслужващ персонал на 1 MW инсталирана мощност на централата), W (лица/MW);

2) коефициентът на използване на инсталираната мощност на електроцентралата (съотношението на действителното производство на електроенергия към максимално възможното производство)

; (1.16)

3) броя часове на използване на инсталираната мощност

4) коефициент на наличност на оборудването и коефициент на техническо използване на оборудването

; (1.18)

Коефициентите на готовност на оборудването за котелни и турбинни цехове са: Kgotkot = 0,96…0,97, Kgotturb = 0,97…0,98.

Коефициентът на използване на оборудването за топлоелектрически централи е: KispTES = 0,85 ... 0,90.

1.4 Изисквания за ТЕЦ

Изискванията за ТЕЦ са разделени на 2 групи: технически и икономически.

Техническите изисквания включват:

Надеждност (непрекъсваемо захранване в съответствие с изискванията на потребителите и графика за изпращане на електрически товари);

Маневреност (способност за бързо увеличаване или премахване на товара, както и стартиране или спиране на единиците);

· топлинна ефективност (максимална ефективност и минимален специфичен разход на гориво за различни режими на работа на станцията);

· екологичност (минимални вредни емисии в околната среда и непревишаване на допустимите емисии при различни режими на работа на централата).

Икономически изисквания са намалени до минималните разходи за електроенергия, при спазване на всички технически изисквания.

1.5 Характеристики на промишлените топлоелектрически централи

Сред основните характеристики на промишлените топлоелектрически централи са:

1) двупосочна комуникация на електроцентралата с основните технологични цехове (електрическата централа осигурява електрическото натоварване на технологичните цехове и в съответствие с необходимостта променя доставката на електроенергия, а цеховете в някои случаи са източници на топлинни и горими ВЕИ, които се използват в електроцентрали);

2) общостта на редица системи от електроцентрали и технологични цехове на предприятието (горивоснабдяване, водоснабдяване, транспортни съоръжения, ремонтна база, което намалява разходите за изграждане на станция);

3) наличието в промишлените електроцентрали, в допълнение към турбогенераторите, на турбокомпресори и турбокомпресори за подаване на технологични газове към цеховете на предприятието;

4) преобладаването на топлоелектрическите централи (CHP) сред промишлените електроцентрали;

5) сравнително малък капацитет на промишлени топлоелектрически централи:

70…80%, ≤ 100 MW.

Индустриалните топлоелектрически централи осигуряват 15 ... 20% от общото производство на електроенергия.

2 ИЗГРАЖДАНЕ НА ТЕРМИЧНИ СХЕМИ НА ТЕЦ

2.1 Общи понятия за топлинни схеми

Топлинните схеми се отнасят до пароводните пътища на електроцентралите и показват :

1) относителното разположение на основното и спомагателното оборудване на станцията;

2) технологично свързване на оборудването през линиите на тръбопровода на топлоносителите.

Топлинните схеми могат да бъдат разделени на 2 вида:

1) фундаментален;

2) разгърнат.

В схематичните диаграми оборудването е показано до степента, необходима за изчисляване на термичната верига и анализиране на резултатите от изчисленията.

Въз основа на схематичната диаграма се решават следните задачи:

1) определяне на дебита и параметрите на топлоносителите в различни елементи на веригата;

2) изберете оборудване;

3) разработване на подробни термични схеми.

Разширени термични схемивключва цялото оборудване на станцията, включително резервно, всички тръбопроводи на станцията със спирателни и контролни клапани.

Въз основа на подробните схеми се решават следните задачи:

1) взаимно поставяне на оборудване при проектирането на електроцентрали;

2) изпълнение на работни чертежи по време на проектиране;

3) работа на станциите.

Изграждането на топлинни схеми се предхожда от решаването на следните въпроси:

1) изборът на вида на инсталацията, който се извършва въз основа на вида и броя на очакваните енергийни натоварвания, т.е. IES или CHP;

2) определя електрическата и топлинната мощност на станцията като цяло и мощността на отделните й блокове (агрегати);

3) изберете началните и крайните параметри на парата;

4) определяне на необходимостта от междинно прегряване на парата;

5) изберете видовете парогенератори и турбини;

6) разработва схема за регенеративно загряване на захранваща вода;

7) съчетава основните технически решения според термичната схема (мощност на агрегатите, параметри на парата, тип турбини) с редица спомагателни въпроси: подготовка на допълнително химически обработена вода, обезвъздушаване на водата, оползотворяване на продухващата вода на парогенератора, задвижване на захранващи помпи и други.

Разработването на топлинни схеми се влияе основно от 3 фактора:

1) стойността на началните и крайните параметри на парата в паротурбинната инсталация;

2) междинно прегряване на парата;

3) регенеративно нагряване на захранващата вода.

2.2 Първоначални параметри на парата

Първоначалните параметри на парата са налягането (P1) и температурата (t1) на парата преди спирателния клапан на турбината.

2.2.1 Начално налягане на парата

Първоначалното налягане на парата влияе върху ефективността. електроцентрали и преди всичко чрез топлинна ефективност. цикъл на паротурбинна инсталация, която при определяне на ефективността. електроцентрала има минимална стойност (ηt = 0,42…0,46):

За определяне на топлинната ефективност. може да се използва iS- диаграма на водната пара (виж фиг. 2.1):

(2.2)

където Nad е адиабатната топлинна загуба на пара (за идеален цикъл);

qsubv - количеството топлина, подадено към цикъла;

i1, i2 – енталпия на парата преди и след турбината;

i2" е енталпията на кондензата на парата, изпускана в турбината (i2" = cpt2).

Фигура 2.1 - Към дефиницията на топлинната ефективност.

Резултатите от изчисленията по формула (2.2) дават следните стойности на ефективност:

ηt, доли от единици

Тук 3,4 ... 23,5 MPa са стандартните налягания на парата, приети за електроцентрали с парни турбини в енергийния сектор на Украйна.

От резултатите от изчисленията следва, че с увеличаване на първоначалното налягане на парата, стойността на ефективността се увеличава. Заедно с това, повишаването на налягането има редица негативни последици:

1) с увеличаване на налягането обемът на парата намалява, площта на потока на потока на турбината и дължината на лопатките намаляват и, следователно, потоците на пара се увеличават, което води до намаляване на вътрешната относителна ефективност . турбини (ηоі);

2) увеличаването на налягането води до увеличаване на загубите на пара през крайните уплътнения на турбината;

3) потреблението на метал за оборудване и цената на парната турбина се увеличават.

За премахване на негативното въздействие заедно с увеличаването на налягането трябва да се увеличи мощността на турбината, което гарантира :

1) увеличаване на консумацията на пара (изключва намаляване на площта на потока в турбината и дължината на лопатките);

2) намалява относителното избиване на пара през механичните уплътнения;

3) увеличаването на налягането заедно с увеличаването на мощността прави възможно тръбопроводите да станат по-компактни и да се намали консумацията на метал.

Оптималното съотношение между първоначалното налягане на парата и мощността на турбината, получено на базата на анализ на работата на работещи електроцентрали в чужбина, е показано на фигура 2.2 (оптималното съотношение е отбелязано с щриховане).

Фигура 2.2 - Връзка между мощността на турбогенератора (N) и първоначалното налягане на парата (P1).

2.2.2 Начална температура на парата

С увеличаване на първоначалното налягане на парата, съдържанието на влага на парата на изхода на турбината се увеличава, което се илюстрира с графики на iS - диаграмата (виж фиг. 2.3).

P1 > P1" > P1"" (t1 = const, P2 = const)

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Фигура 2.3 - Естеството на промяната в крайното съдържание на влага на парата с повишаване на първоначалното налягане на парата.

Наличието на влага от пара увеличава загубите от триене, намалява вътрешната относителна ефективност. и причинява капкова ерозия на лопатките и други елементи на потока на турбината, което води до тяхното разрушаване.

Максимално допустимата влажност на парата (y2dop) зависи от дължината на лопатките (ll); например:

ll ≤ 750…1000 mm y2 perm ≤ 8…10%

ll ≤ 600 mm y2adm ≤ 13%

За да се намали влажността на парата, заедно с повишаване на налягането на парата, трябва да се повиши нейната температура, което е илюстрирано на фигура 2.4.

t1 > t1" > t1"" (P2 = const)

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

y2< y2" < y2""

Фигура 2.4 - Естеството на промяната в крайното съдържание на влага на парата с повишаване на началната температура на парата.

Температурата на парата е ограничена от топлоустойчивостта на стоманата, от която са направени прегревателят, тръбопроводите и елементите на турбината.

Възможно е да се използват стомани от 4 класа:

1) въглеродни и манганови стомани (с гранична температура tpr ≤ 450…500°С);

2) хром-молибденови и хром-молибден-ванадиеви стомани от клас перлит (tpr ≤ 570…585°С);

3) високохромни стомани от мартензитно-феритен клас (tpr ≤ 600…630°С);

4) неръждаеми хромоникелови стомани от аустенитния клас (tpr ≤ 650…700°С).

При преминаване от един клас стомана към друг, цената на оборудването се увеличава драстично.

Клас стомана

Относителна цена

На този етап от икономическа гледна точка е целесъобразно да се използва перлитна стомана с работна температура tr ≤ 540°C (565°C). Мартензитно-феритните и аустенитните стомани водят до рязко увеличение на цената на оборудването.

Трябва също да се отбележи влиянието на началната температура на парата върху топлинната ефективност. цикъл на парна турбина. Повишаването на температурата на парата води до увеличаване на топлинната ефективност:

1 - електрически генератор; 2 - парна турбина; 3 - контролен панел; 4 - обезвъздушител; 5 и 6 - бункери; 7 - сепаратор; 8 - циклон; 9 - бойлер; 10 – нагревателна повърхност (топлообменник); 11 - комин; 12 - помещение за раздробяване; 13 - съхранение на резервно гориво; 14 - вагон; 15 - разтоварващо устройство; 16 - конвейер; 17 - изпускател на дим; 18 - канал; 19 - уловител на пепел; 20 - вентилатор; 21 - горивна камера; 22 - мелница; 23 - помпена станция; 24 - водоизточник; 25 - циркулационна помпа; 26 – регенеративен нагревател с високо налягане; 27 - захранваща помпа; 28 - кондензатор; 29 - инсталация за химическа обработка на водата; 30 - повишаващ трансформатор; 31 – регенеративен нагревател с ниско налягане; 32 - кондензна помпа.

Диаграмата по-долу показва състава на основното оборудване на топлоелектрическата централа и взаимното свързване на нейните системи. По тази схема е възможно да се проследи общата последователност на технологичните процеси, протичащи в ТЕЦ.

Обозначения на схемата на ТЕЦ:

1. Икономия на гориво;
2. подготовка на гориво;
3. междинен прегревател;
4. част от високото налягане (CHVD или CVP);
5. част с ниско налягане (LPH или LPC);
6. електрически генератор;
7. спомагателен трансформатор;
8. комуникационен трансформатор;
9. Главно разпределително устройство;
10. кондензатна помпа;
11. циркулационна помпа;
12. източник на водоснабдяване (например река);
13. (PND);
14. пречиствателна станция (ВПУ);
15. консуматор на топлинна енергия;
16. помпа за обратен кондензат;
17. обезвъздушител;
18. захранваща помпа;
19. (PVD);
20. отстраняване на шлака и пепел;
21. пепелище;
22. димоотвод (DS);
23. комин;
24. вентилатори за вентилатори (DV);
25. уловител на пепел.

Описание на технологичната схема на ТЕЦ:

Обобщавайки всичко по-горе, получаваме състава на топлоелектрическата централа:

• икономия на гориво и система за приготвяне на гориво;
• котелна инсталация: комбинация от самия котел и спомагателното оборудване;
• турбинна инсталация: парна турбина и нейното спомагателно оборудване;
• пречиствателна станция за вода и кондензат;
• техническо водоснабдяване;
• система за отстраняване на пепел и шлака (за ТЕЦ, работещи на твърдо гориво);
• електрическо оборудване и система за управление на електрическо оборудване.

Икономията на гориво, в зависимост от вида гориво, използвано в станцията, включва приемно-разтоварно устройство, транспортни механизми, горивни депа за твърди и течни горива и устройства за предварителна подготовка на горивото (инсталации за раздробяване на въглища). Съставът на мазутната икономика включва и помпи за изпомпване на мазут, нагреватели на мазут, филтри.

Приготвянето на твърдо гориво за горене се състои в смилането и изсушаването му в пулверизираща инсталация, а приготвянето на мазут се състои в нагряване, почистване от механични примеси и понякога третиране със специални добавки. Всичко е по-лесно с газовото гориво. Подготовката на газовото гориво се свежда основно до регулиране на налягането на газа пред горелките на котела.

Въздухът, необходим за изгаряне на горивото, се подава в горивното пространство на котела чрез вентилатори за продухване (DV). Продуктите от горенето на горивото - димните газове - се изсмукват от димоотводи (DS) и се изхвърлят през комини в атмосферата. Комбинацията от канали (въздуховоди и газопроводи) и различни елементи от оборудването, през които преминават въздухът и димните газове, образува газовъздушния път на топлоелектрическата централа (топлоцентрала). Включените в състава му димоотводи, комин и взривни вентилатори съставляват тяга инсталация. В зоната на горене на горивото негоримите (минерални) примеси, включени в състава му, претърпяват химични и физични трансформации и частично се отстраняват от котела под формата на шлака, като значителна част от тях се извършва от димните газове в форма на фини пепелни частици. За предпазване на атмосферния въздух от пепелни емисии, пепелните колектори се монтират пред димоотводите (за да се предотврати износването им на пепел).

Шлаката и уловената пепел обикновено се отстраняват хидравлично до пепелни депа.

При изгаряне на мазут и газ не се монтират пепелни колектори.

Когато горивото се изгаря, химически свързаната енергия се превръща в топлина. В резултат на това се образуват продукти на горене, които в нагревателните повърхности на котела отдават топлина на водата и образуваната от нея пара.

Съвкупността от оборудване, неговите отделни елементи, тръбопроводи, по които се движат вода и пара, формират пароводния път на станцията.

В котела водата се нагрява до температура на насищане, изпарява се и наситената пара, образувана от кипящата котелна вода, се прегрява. От котела прегрятата пара се изпраща по тръбопроводи към турбината, където нейната топлинна енергия се преобразува в механична енергия, предавана към вала на турбината. Изпусканата в турбината пара влиза в кондензатора, отдава топлина на охлаждащата вода и кондензира.

В съвременните топлоелектрически централи и топлоцентрали с блокове с единична мощност 200 MW и повече се използва повторно загряване на парата. В този случай турбината има две части: част с високо налягане и част с ниско налягане. Парата, изпускана в секцията с високо налягане на турбината, се изпраща към междинен прегревател, където допълнително се подава топлина към нея. След това парата се връща в турбината (към частта с ниско налягане) и от нея навлиза в кондензатора. Междинното прегряване на пара повишава ефективността на турбинната инсталация и повишава надеждността на нейната работа.

Кондензатът се изпомпва от кондензатора чрез кондензатна помпа и след преминаване през нагреватели с ниско налягане (LPH), влиза в деаератора. Тук той се нагрява с пара до температура на насищане, докато от него се отделят кислород и въглероден диоксид и се отстраняват в атмосферата, за да се предотврати корозия на оборудването. Деаерираната вода, наречена захранваща вода, се изпомпва през нагреватели с високо налягане (HPH) към котела.

Кондензатът в HDPE и деаератора, както и захранващата вода в HPH, се нагряват от пара, взета от турбината. Този метод на нагряване означава връщане (регенериране) на топлина към цикъла и се нарича регенеративно нагряване. Благодарение на него се намалява потокът на пара в кондензатора, а следователно и количеството топлина, предавано на охлаждащата вода, което води до повишаване на ефективността на парната турбина.

Наборът от елементи, които осигуряват на кондензаторите охлаждаща вода, се нарича система за сервизно водоснабдяване. Включва: източник на водоснабдяване (река, резервоар, охладителна кула - охладителна кула), циркулационна помпа, входящи и изходящи тръбопроводи. В кондензатора около 55% от топлината на парата, влизаща в турбината, се прехвърля към охладената вода; тази част от топлината не се използва за генериране на електроенергия и се губи.

Тези загуби се намаляват значително, ако от турбината се взема частично изтощена пара и нейната топлина се използва за технологични нужди на промишлени предприятия или за отопление на вода за отопление и топла вода. Така станцията се превръща в комбинирана топлоелектрическа централа (CHP), която осигурява комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия. В ТЕЦ се монтират специални турбини с извличане на пара - т. нар. когенерационни турбини. Кондензатът от парата, подаден на консуматора на топлина, се връща в когенерационната инсталация чрез обратна кондензатна помпа.

В ТЕЦ има вътрешни загуби на пара и кондензат поради непълна херметичност на пароводния път, както и безвъзвратно потребление на пара и кондензат за техническите нужди на станцията. Те съставляват приблизително 1 - 1,5% от общия поток на пара към турбините.

В когенерационните централи може да има външни загуби на пара и кондензат, свързани с доставката на топлина на промишлени потребители. Средно те са 35 - 50%. Вътрешните и външните загуби на пара и кондензат се попълват с подхранваща вода, предварително обработена в пречиствателната станция.

По този начин захранващата вода на котела е смес от турбинен кондензат и подхранваща вода.

Електрическите съоръжения на станцията включват електрогенератор, комуникационен трансформатор, главно разпределително устройство, система за захранване на собствените механизми на централата чрез спомагателен трансформатор.

Системата за управление събира и обработва информация за хода на технологичния процес и състоянието на оборудването, автоматично и дистанционно управление на механизмите и регулиране на основните процеси, автоматична защита на оборудването.

Хидравлични електроцентрали (ВЕЦ) и помпени акумулатори (ПСЕС), използващи енергията на падащата вода

Атомни електроцентрали (АЕЦ), използващи енергията на ядреното делене

Дизелови електроцентрали (DPP)

Топлоелектрически централи с газова турбина (GTU) и централи с комбиниран цикъл (CCGT)

Слънчеви електроцентрали (SPP)

Вятърни електроцентрали (ВЕЦ)

Геотермални електроцентрали (GEOTES)

Приливни електроцентрали (ТЕЦ)

Най-често в съвременната енергетика се разграничават традиционна и нетрадиционна енергия.

Традиционният енергиен сектор е разделен главно на електроенергия и топлоенергетика.

Най-удобният вид енергия е електрическата, която може да се счита за основата на цивилизацията. Преобразуването на първичната енергия в електрическа се извършва в електроцентрали.

Страната ни произвежда и консумира огромно количество електроенергия. Произвежда се почти изцяло от трите основни типа електроцентрали: топлинни, атомни и водноелектрически централи.

Приблизително 70% от електроенергията в света се произвежда от топлоелектрически централи. Те се разделят на кондензационни топлоелектрически централи (КТЕЦ), които произвеждат само електрическа енергия, и комбинирани топлоелектрически централи (КОТЕ), които произвеждат електрическа и топлинна енергия.

В Русия около 75% от енергията се произвежда в топлоелектрически централи. ТЕЦ се изграждат в райони за добив на гориво или в зони на потребление на енергия. Изгодно е изграждането на водноелектрически централи на пълноводни планински реки. Затова най-големите водноелектрически централи се изграждат на сибирските реки. Енисей, Ангара. Но каскади от водноелектрически централи също са построени на равнините реки: Волга, Кама.

Атомните електроцентрали се строят в райони, където се изразходва много енергия, а други енергийни ресурси не са достатъчни (в западната част на страната).

Основният тип електроцентрали в Русия са топлинни (ТЕЦ). Тези инсталации генерират приблизително 67% от електроенергията в Русия. Разположението им се влияе от факторите на горивото и потребителите. Най-мощните електроцентрали са разположени на местата, където се добива гориво. Топлоелектрическите централи, използващи висококалорично транспортируемо гориво, са ориентирани към потребителите.

Фиг. 1. Схематична схема на ТЕЦ

Схематична схема на ТЕЦ е показана на фиг.1. Трябва да се има предвид, че в неговия дизайн могат да бъдат предвидени няколко вериги - охлаждащата течност от горивния реактор може да не отиде веднага към турбината, а да предаде топлината си в топлообменника към охлаждащата течност на следващата верига, която вече може влиза в турбината или може допълнително да прехвърли енергията си към следващия контур. Също така във всяка електроцентрала е предвидена охладителна система за отработената охлаждаща течност, за да се приведе температурата на охлаждащата течност до стойността, необходима за рециклиране. Ако в близост до електроцентралата има населено място, тогава това се постига чрез използване на топлината на отпадъчния топлоносител за загряване на вода за отопление на къщи или топла вода, а ако не, тогава излишната топлина на отпадъчния топлоносител просто се изхвърля в атмосферата в охладителните кули. Охладителните кули най-често служат като кондензатор на отработената пара в неядрени електроцентрали.

Основното оборудване на ТЕЦ е котел-парогенератор, турбина, генератор, парен кондензатор, циркулационна помпа.

В котела на парогенератора при изгаряне на горивото се отделя топлинна енергия, която се превръща в енергия на водна пара. В турбината енергията на водната пара се преобразува в механична енергия на въртене. Генераторът преобразува механичната енергия на въртене в електрическа енергия. Схемата за когенерация е различна по това, че освен електрическа енергия, тя генерира и топлина, като отстранява част от парата и с нея загрява водата, подадена към топлопроводите.

Има ТЕЦ с газови турбини. Работната течност и тях - газ с въздух. Газът се отделя при изгарянето на органично гориво и се смесва с нагрят въздух. Газовъздушната смес при 750-770°C се подава в турбината, която върти генератора. Топлоелектрическите централи с газови турбини са по-маневрени, лесни за стартиране, спиране и регулиране. Но тяхната мощност е 5-8 пъти по-малка от тези на пара.

Процесът на производство на електроенергия в топлоелектрическите централи може да бъде разделен на три цикъла: химичен - процесът на горене, в резултат на който топлината се предава на пара; механична - топлинната енергия на парата се преобразува в ротационна енергия; електрическа - механичната енергия се превръща в електрическа енергия.

Общата ефективност на ТЕЦ се състои от произведението на ефективността (η) на циклите:

Ефективността на идеалния механичен цикъл се определя от така наречения цикъл на Карно:

където T 1 и T 2 - температура на парата на входа и изхода на парната турбина.

При съвременните топлоелектрически централи T 1 =550°C (823°K), T 2 =23°C (296°K).

Практически като се вземат предвид загубите η TES = 36-39%. Поради по-пълното използване на топлинната енергия, ефективността на когенерационната енергия = 60-65%.

Атомната електроцентрала се различава от топлоелектрическата централа по това, че котелът се заменя с ядрен реактор. Топлината на ядрената реакция се използва за производство на пара.

Първичната енергия в атомните електроцентрали е вътрешната ядрена енергия, която се освобождава при ядрено делене под формата на колосална кинетична енергия, която от своя страна се превръща в топлина. Инсталацията, където се извършват тези трансформации, се нарича реактор.

През активната зона на реактора преминава охлаждаща течност, която служи за отстраняване на топлина (вода, инертни газове и др.). Охлаждащата течност пренася топлина в парогенератора, като я дава на водата. Получената водна пара навлиза в турбината. Мощността на реактора се контролира с помощта на специални пръти. Те се въвеждат в ядрото и променят неутронния поток, а оттам и интензивността на ядрената реакция.

Естественото ядрено гориво на атомната електроцентрала е уранът. За биологична защита срещу радиация се използва бетонен слой с дебелина няколко метра.

При изгаряне на 1 кг въглища могат да се получат 8 kWh електроенергия, а при консумация на 1 kg ядрено гориво се генерират 23 милиона kWh електроенергия.

Повече от 2000 години човечеството използва водната енергия на Земята. Сега водната енергия се използва в водноелектрически централи (ВЕЦ) от три вида:

• хидравлични електроцентрали (ВЕЦ);
• приливни електроцентрали (ТЕЦ), използващи енергията на приливите и отливите на моретата и океаните;
• помпено-акумулиращи станции (PSPP), които акумулират и използват енергията на водоемите и езерата.

Хидроенергийните ресурси в турбината на електроцентралата се преобразуват в механична енергия, която се преобразува в електрическа енергия в генератора.

По този начин основните източници на енергия са твърдо гориво, нефт, газ, вода, енергията на разпада на урановите ядра и други радиоактивни вещества.