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

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

A continuación se muestra una breve descripción de los principales sistemas y tramos del esquema tecnológico TPP utilizando el ejemplo de un CHP a carbón.

Arroz. 3.3. Esquema tecnológico de la central de carbón pulverizado

1. Sistema de preparación de polvo. ruta de combustible. La entrega de combustible sólido se realiza por ferrocarril en vagones de góndola especiales 1 (Ver Figura 3.4). Los vagones de góndola con carbón se pesan en básculas de ferrocarril. En invierno, los vagones de góndola con carbón pasan a través de un invernadero de descongelación, en el que las paredes del vagón de góndola se calientan con aire caliente. A continuación, el vagón de góndola se empuja hacia el dispositivo de descarga - volquete de automóviles 2 , en el que gira alrededor del eje longitudinal en un ángulo de unos 180 0 ; el carbón se vierte sobre rejillas que cubren las tolvas receptoras. El carbón de los búnkeres es alimentado por alimentadores al transportador 4 , a través de la cual entra o bien en el almacén de carbón 3 , o a través del departamento de trituración 5 en sala de calderas de búnker de carbón crudo 6 , que también se puede entregar desde un almacén de carbón.

Desde la planta de trituración, el combustible ingresa al búnker de carbón crudo 6 , y de ahí por los alimentadores a los molinos de carbón pulverizado 7 . El polvo de carbón se transporta neumáticamente a través del separador 8 y ciclón 9 al búnker de polvo de carbón 10 , y de allí comederos 11 suministrado a los quemadores. El aire del ciclón es aspirado por el ventilador del molino. 12 y se alimenta a la cámara de combustión de la caldera 13 .

Todo este trayecto de combustible, junto con el almacenamiento de carbón, pertenece al sistema de suministro de combustible, el cual es mantenido por el personal del departamento de combustible y transporte de la TPP.

Las calderas de carbón pulverizado también tienen necesariamente un combustible de partida, normalmente fueloil. El fuel oil se entrega en tanques ferroviarios, en los que se calienta con vapor antes de la descarga. Con la ayuda de bombas de primera y segunda subida, se alimenta a las boquillas de aceite. El combustible de arranque también puede ser gas natural procedente del gasoducto a través de la estación de control de gas hasta los quemadores de gas.

En las centrales térmicas que queman combustible de petróleo y gas, la economía de combustible se simplifica enormemente en comparación con las centrales térmicas de carbón pulverizado. El depósito de carbón, el departamento de trituración, el sistema de transporte, los búnkeres de polvo y carbón crudo, así como los sistemas de recolección y eliminación de cenizas se vuelven innecesarios.

2. Camino de gases. Sistema de eliminación de cenizas. El aire requerido para la combustión se suministra al suministro de aire.

calentadores de caldera de vapor con ventilador de tiro 14 . El aire suele tomarse de la parte superior de la sala de calderas y (para calderas de vapor de gran capacidad) del exterior de la sala de calderas.

Los gases formados durante la combustión en la cámara de combustión, después de salir de ella, pasan secuencialmente por los conductos de gas de la planta de calderas, donde en el sobrecalentador (primario y secundario, si se realiza el ciclo con recalentamiento de vapor) y el economizador de agua, ceden calor al fluido de trabajo, y el calentador de aire al que alimenta el aire de la caldera de vapor. Luego en colectores de cenizas (precipitadores electrostáticos) 15 los gases se limpian de cenizas volantes y a través de la chimenea 17 extractores de humo 16 son liberados a la atmósfera.

La escoria y las cenizas que caen debajo de la cámara de combustión, el calentador de aire y los colectores de cenizas se lavan con agua y se alimentan a través de los canales a las bombas bager. 33 que los bombean a los basureros.

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

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

La ruta vapor-agua de una TPP es la más compleja y responsable, ya que esta ruta tiene las temperaturas más altas del metal y las presiones más altas de vapor y agua.

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

4. Sistema adicional de preparación y suministro de agua. Se obtiene agua adicional como resultado del tratamiento químico del agua cruda, llevado a cabo en filtros de intercambio iónico especiales para el tratamiento químico del agua.

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

Los dispositivos para el tratamiento químico del agua de reposición están ubicados en la planta química. 28 (taller de tratamiento químico de aguas).

5. Sistema de refrigeración por vapor. El agua de refrigeración se suministra al condensador desde el pozo de suministro de agua 26 bombas de circulacion 25 . El agua de enfriamiento calentada en el condensador se descarga en un pozo de recolección 27 la misma fuente de agua a cierta distancia del lugar de toma, suficiente para que el agua calentada no se mezcle con la toma.

En muchos esquemas tecnológicos de centrales térmicas, las bombas de circulación bombean agua de refrigeración a través de los tubos del condensador. 25 y luego ingresa a la torre de enfriamiento (cooling tower), donde, debido a la evaporación, el agua se enfría por la misma caída de temperatura a la que se calentó en el condensador. El sistema de abastecimiento de agua con torres de refrigeración se utiliza principalmente en centrales térmicas. El IES utiliza un sistema de abastecimiento de agua con estanques de enfriamiento. Con el enfriamiento por evaporación del agua, el vapor es aproximadamente igual a la cantidad de vapor que se condensa en los condensadores de las turbinas. Por lo tanto, se requiere la reposición de los sistemas de suministro de agua, generalmente con agua de un río.

6. Sistema de instalaciones de calentamiento de agua de red. Los esquemas pueden incluir una pequeña planta de calefacción de red para calentar la planta de energía y el pueblo adyacente. A los calentadores de red 29 de esta unidad, el vapor proviene de las extracciones de la turbina, el condensado se descarga a través de la línea 31 . El agua de la red se suministra al calentador y se elimina a través de tuberías. 30 .

7. Sistema de energía eléctrica. Un generador eléctrico rotado por una turbina de vapor genera una corriente eléctrica alterna, que pasa por un transformador elevador hasta las barras de un tablero abierto (OSG) de una TPP. Las barras del sistema auxiliar también se conectan a las salidas del generador a través del transformador auxiliar. Así, los consumidores de las necesidades auxiliares de la unidad de potencia (motores eléctricos de unidades auxiliares - bombas, ventiladores, molinos, etc.) son alimentados desde el generador de la unidad de potencia. Para suministrar energía eléctrica a los motores eléctricos, dispositivos de iluminación y dispositivos de la planta de energía, hay una aparamenta eléctrica de necesidades propias. 32 .

En casos especiales (emergencias, deslastre de carga, arranques y paradas), la alimentación auxiliar se proporciona a través del transformador de bus de la aparamenta exterior redundante. El suministro de energía confiable a los motores eléctricos de las unidades auxiliares garantiza la confiabilidad de la operación de las unidades de potencia y las centrales térmicas en su conjunto. La violación del suministro de energía de las propias necesidades conduce a fallas y accidentes.

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

La planta de turbina de gas (Fig. 3.5) consta de una cámara de combustión CS, una turbina de gas GT, un compresor de aire K y un generador eléctrico G. El compresor K aspira aire atmosférico, lo comprime a un promedio de 6–10 kg / cm 2 y lo envía a la cámara de combustión CS. El combustible (por ejemplo, aceite solar, gas natural o industrial) también ingresa a la cámara de combustión, que se quema en aire comprimido.

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

centrales eléctricas de combustible líquido o gaseoso: Т – combustible; A -

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

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

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

2) una necesidad significativamente menor de agua de refrigeración, lo que hace posible el uso de turbinas de gas en áreas con recursos hídricos limitados;

3) un número significativamente menor de personal operativo;

4) puesta en marcha rápida;

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

con un diagrama de bloques todos los equipos principales y auxiliares de la instalación no tienen conexiones tecnológicas con los equipos de otra instalación de la central. En las plantas de energía de combustibles fósiles, el vapor se suministra a cada turbina solo desde una o dos calderas conectadas a ella. Una planta de turbina de vapor, cuya turbina es alimentada por vapor de una sola caldera de vapor, se llama monobloque, en presencia de dos calderas para una turbina - bloque doble.

Con un esquema sin bloques El vapor TPP de todas las calderas de vapor ingresa a la línea común y solo desde allí se distribuye a las turbinas individuales. En algunos casos, es posible dirigir el vapor directamente desde las calderas de vapor a las turbinas, sin embargo, se conserva la línea de conexión común, por lo que el vapor de todas las calderas siempre se puede utilizar para alimentar cualquier turbina. Las líneas a través de las cuales se suministra agua a las calderas de vapor (tuberías de alimentación) también están reticuladas.

Los TPP de bloque son más baratos que los que no son de bloque, ya que se simplifica el esquema de tuberías y se reduce la cantidad de accesorios. Es más fácil administrar unidades individuales en una estación de este tipo; las instalaciones tipo bloque son más fáciles de automatizar. En funcionamiento, el funcionamiento de un bloque no se refleja en los bloques vecinos. Cuando se amplía la planta de energía, la unidad subsiguiente puede tener una capacidad diferente y operar con nuevos parámetros. Esto hace posible instalar equipos más potentes con parámetros más altos en la estación ampliable, es decir, permite mejorar los equipos y mejorar el rendimiento técnico y económico de la central. Los procesos de instalación de nuevos equipos no afectan el funcionamiento de las unidades previamente instaladas. Sin embargo, para el funcionamiento normal de los TPP de bloque, la confiabilidad de su equipo debe ser mucho mayor que en los que no son de bloque. No hay calderas de vapor de reserva en los bloques; si la productividad posible de la caldera es superior al caudal necesario para una determinada turbina, parte del vapor (la llamada reserva oculta, muy utilizada en las TPP no unitarias) no puede transferirse aquí a otra instalación. Para plantas de turbinas de vapor con recalentamiento de vapor, el diagrama de bloques es prácticamente el único posible, ya que el diagrama sin bloques de la planta en este caso será demasiado complicado.

En nuestro país, las turbinas de vapor de las centrales térmicas sin extracciones controladas de vapor con presión inicial PAGS 0 ≤8,8 MPa e instalaciones con extracciones controladas a PAGS 0 ≤12,7 MPa, funcionando en ciclos sin sobrecalentamiento intermedio del vapor, están construidos sin bloque. A presiones más altas (en IES a PAGS 0 ≥12.7 MPa, y en CHP con PAGS 0 \u003d 23,5 MPa), todas las unidades de turbinas de vapor funcionan en ciclos con recalentamiento, y las estaciones con tales instalaciones se construyen en bloques.

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

El edificio principal de una central eléctrica suele constar de una sala de máquinas, una sala de calderas (con una sala de almacenamiento para combustibles sólidos) o una sala de reactores en una central nuclear y una sala de desaireación. En la sala de máquinas, junto con los equipos principales (principalmente unidades de turbina), se encuentran: bombas de condensado, calentadores regenerativos de baja y alta presión, unidades de bombeo de alimentación, evaporadores, convertidores de vapor, calentadores de red (en CHPP), calentadores auxiliares y otros generadores de calor. intercambiadores

En un clima cálido (por ejemplo, en el Cáucaso, Asia Central, etc.), en ausencia de precipitaciones significativas, tormentas de polvo, etc. en las CPP, especialmente las de gas-petróleo, se utiliza una disposición abierta de equipos. Al mismo tiempo, los cobertizos están dispuestos sobre las calderas, las unidades de turbina están protegidas por refugios ligeros; Los equipos auxiliares de la planta de turbinas se ubican en una sala de condensación cerrada. La capacidad cúbica específica del edificio principal de la IES con disposición abierta se reduce a 0,2-0,3 m 3 /kW, lo que reduce el costo de construcción de la IES. Las grúas puente y otros mecanismos de elevación se instalan en las instalaciones de la central eléctrica para la instalación y reparación de equipos eléctricos.

En la fig. 3.6. se presenta el diagrama de disposición de la unidad de potencia de una central eléctrica de carbón pulverizado: I - sala para generadores de vapor; II - sala de máquinas, III - estación de bombeo de agua de refrigeración; 1 - dispositivo de descarga; 2 - planta de trituración; 3 – economizador de agua y calentador de aire; 4 – sobrecalentadores; 5 , 6 – cámara de combustión; 7 – quemadores de carbón pulverizado; 8 - generador de vapor; 9 - ventilador de molino; 10 – búnker de polvo de carbón; 11 – alimentadores de polvo; 12 – recalentar tuberías de vapor; 13 - desaireador; 14 - turbina de vapor; 15 - generador eléctrico; 16 – transformador eléctrico elevador; 17 - condensador; 18 – tuberías de suministro y drenaje de agua de refrigeración; 19 – bombas de condensado; 20 – HDPE regenerativo; 21 - Bomba de alimentación; 22 – HPH regenerativo; 23 - ventilador; 24 - recogedor de cenizas; 25 – canales de lavado de escorias y cenizas; EE.UU.– electricidad de alta tensión.

En la fig. En la figura 3.7 se muestra un diagrama de disposición simplificado de una central de gas-oil con una capacidad de 2400 MW, indicando la ubicación de solo el equipo principal y parte de los auxiliares, así como las dimensiones de las estructuras (m): 1 - sala de calderas; 2 – departamento de turbinas; 3 - compartimiento del condensador; 4 - habitación del generador; 5 - compartimiento del desaireador; 6 - ventilador; 7 – calentadores de aire regenerativos; 8 – aparamenta de necesidades propias (RUSN); 9 - Chimenea.

Arroz. 3.7. El diseño del edificio principal del petróleo y el gas.

centrales eléctricas con una capacidad de 2400 MW
El equipo principal de la IES (unidades de caldera y turbina) está ubicado en el edificio principal, calderas y planta de pulverización (en IES, quemando, por ejemplo, carbón en forma de polvo) - en la sala de calderas, unidades de turbina y sus auxiliares equipo - en la sala de turbinas de la central eléctrica. En IES se instala principalmente una caldera por turbina. Una caldera con una unidad de turbina y su equipo auxiliar forman una parte separada: un monobloque de una central eléctrica.

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

Las dimensiones del edificio principal dependen de la potencia del equipo colocado en él: la longitud de un bloque es de 30 a 100 m, el ancho es de 70 a 100 m, la altura de la sala de máquinas es de aproximadamente 30 m, la sala de calderas es de 50 m o más. La rentabilidad del diseño del edificio principal se estima aproximadamente por la capacidad cúbica específica, que es igual a alrededor de 0,7 a 0,8 m 3 /kW en una central eléctrica alimentada con carbón pulverizado. , y en gasóleo: alrededor de 0,6 a 0,7 m 3 / kW. Parte del equipo auxiliar de la sala de calderas (aspiradores de humos, sopladores, colectores de cenizas, ciclones de polvo y separadores de polvo del sistema de preparación de polvo) a menudo se instala fuera del edificio, al aire libre.

Las IES se construyen directamente en las fuentes de abastecimiento de agua (río, lago, mar); a menudo se crea un depósito (estanque) cerca de la IES. En el territorio de la IES, además del edificio principal, existen instalaciones y dispositivos para el abastecimiento técnico de agua y tratamiento químico de agua, instalaciones de combustibles, transformadores eléctricos, aparamenta, laboratorios y talleres, almacenes de materiales, espacio de oficinas para el personal que atiende a la IES . El combustible se suele suministrar al territorio IES por medio de trenes. Las cenizas y escorias de la cámara de combustión y los colectores de cenizas se eliminan hidráulicamente. En el territorio de las IES, se están colocando vías férreas y carreteras, se están construyendo conclusiones. líneas eléctricas, ingeniería de comunicaciones terrestres y subterráneas. El área del territorio ocupado por las instalaciones de IES es, según la capacidad de la planta de energía, el tipo de combustible y otras condiciones, de 25 a 70 ha. .

Los grandes IES alimentados con carbón pulverizado en Rusia están tripulados a razón de 1 persona por cada 3 MW de capacidad (aproximadamente 1000 personas en un CPP de 3000 MW); además, se necesita personal de mantenimiento.

La capacidad de las IES depende de los recursos hídricos y combustibles, así como de los requerimientos de protección de la naturaleza: asegurar la limpieza normal del aire y de las cuencas hídricas. Las emisiones con productos de combustión del combustible en forma de partículas sólidas al aire en el área de operación de las IES están limitadas por la instalación de colectores de cenizas avanzados (filtros eléctricos con una eficiencia de alrededor del 99%). Las impurezas restantes, óxidos de azufre y nitrógeno, se dispersan con la ayuda de chimeneas altas, que se construyen para eliminar las impurezas dañinas en las capas superiores de la atmósfera. Las chimeneas con una altura de hasta 300 m o más se construyen con hormigón armado o con 3 o 4 ejes metálicos dentro de una carcasa de hormigón armado o una estructura metálica común.

La gestión de numerosos equipos IES diversos solo es posible sobre la base de una automatización compleja de los procesos de producción. Las turbinas de condensación modernas están completamente automatizadas. En la unidad de caldera, se automatiza el control de los procesos de combustión de combustible, suministro de agua a la unidad de caldera, mantenimiento de la temperatura de sobrecalentamiento del vapor, etc. También se automatizan otros procesos de IES: mantenimiento de los modos de operación establecidos, arranque y parada de unidades, protección de equipos durante modos anormales y de emergencia.
3.1.4. El equipo principal de TPP
A los equipos principales de TPP incluyen calderas de vapor (generadores de vapor), turbinas, generadores síncronos, transformadores.

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

Actualmente, se están produciendo unidades de potencia de condensación doméstica en serie de TPP con una capacidad de 200, 300, 500, 800 y 1200 MW. Para CHP, junto con las unidades con una capacidad de 250 MW, se utilizan unidades de turbina con una capacidad de 50, 100 y 175 MW, en las que se combina el principio de bloque con enlaces cruzados de equipos individuales.

Dada la potencia de la central, la gama de equipos incluidos en las unidades de potencia se selecciona en función de su potencia, parámetros de vapor y tipo de combustible utilizado.
3.1.4.1. calderas de vapor
Caldera de vapor(ORDENADOR PERSONAL) – intercambiador de calor para producir vapor con una presión superior a la presión atmosférica, formando junto con equipos auxiliares unidad de caldera.

Las características de la computadora son:

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

El caudal de vapor de la turbina se suele establecer para el funcionamiento invernal de la central eléctrica. El rendimiento de la caldera de vapor debe seleccionarse teniendo en cuenta el aumento del flujo de vapor a la turbina debido al aumento de la presión en el condensador en el verano, las fugas de vapor y condensado, la inclusión de instalaciones de red para el suministro de calor y otros costos. De acuerdo con esto, el rendimiento de la caldera de vapor se selecciona de acuerdo con el flujo máximo de vapor fresco a través de la turbina, teniendo en cuenta el consumo de vapor para las necesidades propias de la central y dejando cierto margen para utilizar la reserva rotatoria y otros fines.

También son características de una PC el peso, las dimensiones, el consumo de metal y los equipos disponibles para la mecanización y automatización del mantenimiento.

Las primeras PC tenían forma esférica. El PC, construido en 1765 por I. Polzunov, quien creó la primera máquina de vapor universal y sentó así las bases para el uso energético del vapor, tenía esta forma. Al principio, las PC estaban hechas de cobre, luego de hierro fundido. A fines del siglo XVIII, el nivel de desarrollo de la metalurgia ferrosa hizo posible la fabricación de PC cilíndricas de acero a partir de material laminar mediante remaches. Los cambios graduales en los diseños de PC han dado lugar a numerosas variaciones. La caldera cilíndrica, que tenía un diámetro de hasta 0,9 y una longitud de 12 m, se montó con un revestimiento de ladrillo, en el que se colocaron todos los canales de gas. La superficie de calentamiento de dicha PC se formó solo en la parte inferior de la caldera.

El deseo de aumentar los parámetros de la PC condujo a un aumento en las dimensiones y un aumento en la cantidad de flujos de agua y vapor. El aumento en el número de subprocesos fue en dos direcciones: el desarrollo calderas de gas, en particular, las calderas de vapor de tubos de gas locomóviles, y el desarrollo calderas acuotubulares, que son la base de las unidades de caldera modernas. El aumento de la superficie de calentamiento de las calderas acuotubulares vino acompañado de un aumento de las dimensiones y, en primer lugar, de la altura del PC. La eficiencia de la PC alcanzó el 93-95%.

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

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

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

5 - bajantes; 6 – sobrecalentador; 7 - sobrecalentador secundario (intermedio); 8 – economizador; 9 - calentador de aire.
En la cámara de combustión 1 los quemadores se encuentran 2, a través del cual una mezcla de combustible con aire caliente ingresa al horno. El número y tipo de quemadores depende de su rendimiento, potencia del bloque y tipo de combustible. Los tres combustibles más comunes son el carbón, el gas natural y el fuel oil. El carbón se convierte primero en polvo de carbón, que se sopla a través de los quemadores hacia el horno con la ayuda de aire.

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

El vapor que ha entrado desde los tubos de pantalla al espacio de vapor del tambor está saturado y de esta forma, aunque tiene plena presión de trabajo, todavía no es adecuado para su uso en una turbina, ya que tiene una eficiencia relativamente baja. Además, el contenido de humedad del vapor saturado durante la expansión en la turbina aumenta hasta límites peligrosos para la fiabilidad de las palas del rotor. Por lo tanto, el vapor del tambor se dirige al sobrecalentador. 6, donde se le da una cantidad adicional de calor, por lo que se sobrecalienta desde la saturación. Al mismo tiempo, su temperatura sube hasta los 560 °C aproximadamente y, en consecuencia, aumenta su rendimiento. Según la ubicación del sobrecalentador en la caldera y, por tanto, del tipo de intercambio de calor que se realiza en ella, se distinguen sobrecalentadores de radiación, de pantalla (semi-radiación) y convectivos.

Sobrecalentadores de radiación colocados en el techo de la cámara de combustión o en sus paredes, a menudo entre las tuberías de las pantallas. Ellos, como pantallas evaporativas, perciben el calor emitido por la antorcha del combustible quemado. sobrecalentadores de pantalla, hechos en forma de pantallas planas separadas de tuberías conectadas en paralelo, se fijan en la salida del horno frente a la parte convectiva de la caldera. El intercambio de calor en ellos se realiza tanto por radiación como por convección. Sobrecalentadores convectivos están ubicados en la chimenea de la unidad de caldera, generalmente detrás de pantallas o detrás del horno; son paquetes de varias filas de bobinas. Los sobrecalentadores, que consisten solo en etapas convectivas, generalmente se instalan en calderas de media y baja presión a una temperatura de vapor sobrecalentado no superior a 440–510 ºС. En calderas de alta presión con un sobrecalentamiento significativo del vapor, se utilizan sobrecalentadores combinados, que incluyen partes de convección, pantalla y, a veces, radiación.

A una presión de vapor de 14 MPa (140 kgf / cm 2) y superior, generalmente se instala un sobrecalentador secundario (intermedio) detrás del sobrecalentador primario 7 . Al igual que el primario, está formado por tubos de acero doblados en bobinas. Aquí se envía vapor, que ha funcionado en el cilindro de alta presión (HPC) de la turbina y tiene una temperatura cercana a la temperatura de saturación a una presión de 2,5–4 MPa. . En el sobrecalentador secundario (intermedio), la temperatura de este vapor vuelve a subir hasta los 560 °C, correspondientemente aumenta su rendimiento, luego de lo cual pasa por el cilindro de media presión (MPC) y el cilindro de baja presión (LPC), donde se expande. a la presión del vapor de escape (0.003–0.007 MPa ). El uso de sobrecalentamiento de vapor intermedio, a pesar de la complicación del diseño de la caldera y la turbina y un aumento significativo en el número de tuberías de vapor, tiene grandes ventajas económicas en comparación con las calderas sin sobrecalentamiento de vapor intermedio. El caudal de vapor de la turbina se reduce aproximadamente a la mitad, mientras que el consumo de combustible se reduce entre un 4% y un 5%. La presencia de sobrecalentamiento intermedio del vapor también reduce la humedad del vapor en las últimas etapas de la turbina, por lo que se reduce el desgaste de los álabes por gotas de agua y se aumenta ligeramente la eficiencia de la turbina LPC.

Además, en la parte de cola de la caldera hay superficies auxiliares diseñadas para aprovechar el calor de los gases de combustión. El economizador de agua está ubicado en esta parte convectiva de la caldera. 8, donde el agua de alimentación se calienta antes de entrar en el tambor, y el calentador de aire 9, se utiliza para calentar el aire antes de alimentarlo a los quemadores y al circuito de pulverización, lo que aumenta la eficiencia de la PC. Los gases de escape enfriados con una temperatura de 120–150 °C son aspirados por un extractor de humo hacia la chimenea.

La mejora adicional de las PC de tubos de agua hizo posible crear una PC que consiste completamente en tuberías de acero de pequeño diámetro, en las que el agua ingresa bajo presión desde un extremo y sale vapor de parámetros específicos por el otro, el llamado caldera de un solo paso (Figura 3.9). Por lo tanto, esto es PC, en el que la evaporación completa del agua ocurre durante un solo paso (flujo directo) de agua a través de la superficie de calentamiento por evaporación. Con la ayuda de una bomba de alimentación, se suministra agua a la PC de un solo paso a través de un economizador. En tal caldera no hay tambor ni bajantes.

Arroz. 3.9. Diagrama esquemático de una PC de un solo paso:

1 - pantallas de la parte inferior de radiación; 2 – quemadores; 3 – pantallas de la parte superior de radiación; 4 – sobrecalentador de pantalla; 5 – sobrecalentador convectivo; 6 – sobrecalentador secundario; 7 – economizador de agua; 8 – suministro de agua de alimentación; 9 - extracción de vapor a la turbina; 10 – suministro de vapor desde HPC para sobrecalentamiento secundario; 11 – extracción de vapor a la caldera de presión central después de un sobrecalentamiento secundario; 12 – eliminación de gases de combustión al calentador de aire
La superficie de calentamiento de la caldera se puede representar como una serie de bobinas paralelas, en las que el agua se calienta a medida que se mueve, se convierte en vapor y luego el vapor se sobrecalienta a la temperatura deseada. Estas bobinas se encuentran tanto en las paredes de la cámara de combustión como en los conductos de gas de la caldera. Los dispositivos de horno, el sobrecalentador secundario y el calentador de aire de las calderas de un solo paso no difieren de las calderas de tambor.

En las calderas de tambor, a medida que el agua se evapora, la concentración de sal en el agua restante de la caldera aumenta, y en todo momento se requiere expulsar de la caldera una pequeña proporción de esta agua de la caldera en una cantidad de alrededor del 0,5% para evitar la concentración de sal aumente por encima de cierto límite. Este proceso se llama purga caldera. Para las calderas de un solo paso, este método de eliminación de sales acumuladas no es aplicable debido a la falta de volumen de agua y, por lo tanto, los estándares de calidad del agua de alimentación para ellas son mucho más estrictos.

Otra desventaja de las PC de un solo paso es el mayor consumo de energía para el accionamiento de la bomba de alimentación.

Las PC de flujo directo se instalan, por regla general, en condensación plantas de energía donde las calderas son alimentadas con agua desmineralizada. Su uso en plantas combinadas de calor y energía está asociado con mayores costos para el tratamiento químico del agua adicional (reposición). El PC de flujo directo más efectivo para presiones supercríticas (por encima de 22 MPa), donde otros tipos de calderas no son aplicables.

En las unidades de potencia, se instala una caldera en la turbina ( monobloques), o dos calderas de media capacidad. a los beneficios bloques dobles se puede atribuir a la posibilidad de funcionamiento de la unidad con media carga en la turbina en caso de avería de una de las calderas. Sin embargo, la presencia de dos calderas en la unidad complica significativamente todo el esquema y el control de la unidad, lo que en sí mismo reduce la confiabilidad de la unidad en su conjunto. Además, operar la unidad a media carga es altamente antieconómico. La experiencia de varias estaciones ha demostrado la posibilidad de operar monobloques de manera no menos confiable que los bloques dobles.

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

Caldera de calefacción - esta es una unidad de caldera de una planta combinada de calor y energía (CHP), que proporciona suministro simultáneo de vapor a las turbinas de calefacción y la producción de vapor o agua caliente para necesidades tecnológicas, de calefacción y otras. A diferencia de las calderas IES, las calderas combinadas de calor y electricidad suelen utilizar el condensado contaminado devuelto como alimentador de agua. Para tales condiciones de funcionamiento, las calderas de tambor con evaporación por etapas son las más adecuadas. En la mayoría de los CHPP, las calderas de calefacción están reticuladas para vapor y agua. En la Federación Rusa, las calderas de tambor con una capacidad de vapor de 420 t/h (presión de vapor 14 MPa, temperatura 560 ºС) son las más comunes en CHPP. Desde 1970, en CHPP potentes con cargas de calefacción predominantes, cuando casi todo el condensado se devuelve en su forma pura, monobloques con calderas de paso con una producción de vapor de 545 t / h (25 MPa , 545ºС).

Las PC de calefacción también pueden incluir calderas de agua caliente pico, que se utilizan para el calentamiento adicional de agua con un aumento de la carga térmica superior al máximo proporcionado por las extracciones de turbina. Al mismo tiempo, el agua se calienta primero con vapor en calderas hasta 110-120 ºС, y luego en calderas hasta 150-170 ºС. En nuestro país, estas calderas suelen instalarse junto al edificio principal de la cogeneración. El uso de calderas de agua caliente de pico relativamente baratas para eliminar picos a corto plazo en las cargas de calor puede aumentar drásticamente el número de horas de uso del equipo de calefacción principal y aumentar la eficiencia de su funcionamiento.

Para el suministro de calor de áreas residenciales, a menudo se utilizan calderas de agua caliente a gas del tipo KVGM, que funcionan con gas. Como combustible de reserva de tales calderas, se utiliza fuel oil, para cuyo calentamiento se utilizan calderas de vapor de tambor de gas y petróleo.

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

Intentaron crear un PT durante mucho tiempo. Se conoce una descripción de un PT primitivo realizada por Garza de Alejandría (siglo I a. C.). Sin embargo, solo a fines del siglo XIX, cuando la termodinámica, la ingeniería mecánica y la metalurgia alcanzaron un nivel suficiente, K.G. Laval (Suecia) y Ch.A. Parsons (Gran Bretaña), independientemente entre sí en 1884-1889, creó PT industrialmente adecuados.

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

Parsons creó una etapa múltiple TP reactivo, en el que la expansión del vapor se llevó a cabo en una gran cantidad de etapas ubicadas secuencialmente, no solo en los canales de las palas fijas (guía), sino también entre las palas móviles (de trabajo). Durante algún tiempo, el cañón antiaéreo a reacción de Parsons se usó principalmente en buques de guerra, pero gradualmente dio paso a aviones combinados más compactos. activo-reactivo PT, en el que se sustituye la parte reactiva de la alta presión por un disco activo. Como resultado, las pérdidas debidas a la fuga de vapor a través de los espacios en el aparato de paletas han disminuido, la turbina se ha vuelto más simple y económica.

Las centrales eléctricas FH activas han evolucionado hacia la creación de estructuras de varias etapas, en las que la expansión del vapor se lleva a cabo en varias etapas dispuestas secuencialmente. Esto permitió aumentar significativamente la potencia unitaria del PT, manteniendo una velocidad de rotación moderada necesaria para la conexión directa del eje del PT con el mecanismo que gira, en particular, un generador eléctrico.

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

En la dirección de viaje el flujo de vapor se distingue PT axial, en el que el flujo de vapor se mueve a lo largo del eje de la turbina, y PT radial, la dirección del flujo de vapor en la que es perpendicular, y las palas del rotor son paralelas al eje de rotación. En la Federación Rusa, solo se construyen PT axiales.

Por el número de cajas (cilindros) PT se subdivide en monocasco, doble casco y tricasco(con cilindros de alta, media y baja presión) . El diseño de recipientes múltiples permite el uso de grandes diferencias de entalpía disponibles al acomodar una gran cantidad de etapas de presión, utilizando metales de alta calidad en la parte de alta presión y la bifurcación del flujo de vapor en la parte de baja presión. Al mismo tiempo, dicho PT resulta ser más costoso, pesado y complejo.

Por número de ejes distinguir eje simple PT, en el que los ejes de todos los casos están en el mismo eje, así como eje doble o tres ejes, que consta de dos o tres PT paralelos de un solo eje conectados por un proceso térmico común y, para los PT de barco, también por un engranaje común (reductor).

La parte fija del PT (cuerpo) se hace desmontable en el plano horizontal para permitir el montaje del rotor. El cuerpo tiene ranuras para instalar diafragmas, cuyo conector coincide con el plano del conector del cuerpo. A lo largo de la periferia de los diafragmas hay canales de toberas formados por hojas curvilíneas fundidas en el cuerpo de los diafragmas o soldadas al mismo. Los sellos de extremo tipo laberinto se instalan en los lugares donde el eje pasa a través de las paredes de la carcasa para evitar la fuga de vapor hacia el exterior (desde el lado de alta presión) y la succión de aire hacia la carcasa (desde el lado de baja presión). También se instalan sellos de laberinto en los lugares donde el rotor pasa a través de los diafragmas para evitar la fuga de vapor de una etapa a otra, sin pasar por las boquillas. En el extremo delantero del eje, se instala un regulador de límite (regulador de seguridad), que detiene automáticamente el PT cuando la velocidad aumenta entre un 10 y un 12 % por encima del valor nominal. El extremo trasero del rotor está equipado con un dispositivo de giro del eje accionado eléctricamente para una rotación lenta (4 a 6 rpm) del rotor después de que se detiene el PT, lo cual es necesario para su enfriamiento uniforme.

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

Arroz. 3.10. El dispositivo de uno de los pasos de una etapa múltiple.

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

7 – sello de diafragma
Una gran cantidad de etapas obliga a que la turbina esté hecha de varios cilindros, colocando de 10 a 12 etapas en cada uno. Las turbinas con vapor de recalentamiento en el primer cilindro de alta presión (HPC) suelen tener un grupo de etapas que convierten la energía del vapor de los parámetros iniciales a la presión a la que el vapor ingresa al recalentamiento. Después del sobrecalentamiento intermedio del vapor en turbinas con una capacidad de 200 y 300 MW, el vapor ingresa a dos cilindros más: el cilindro de presión central y el cilindro de baja presión.

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

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

A continuación se muestra una breve descripción de los principales sistemas y tramos del esquema tecnológico TPP utilizando el ejemplo de un CHP a carbón.

Arroz. 3.3. Esquema tecnológico de la central de carbón pulverizado

2. Camino de gases. Sistema de eliminación de cenizas. El aire requerido para la combustión se suministra al suministro de aire.

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

La ruta vapor-agua de una TPP es la más compleja y responsable, ya que esta ruta tiene las temperaturas más altas del metal y las presiones más altas de vapor y agua.

Los dispositivos para el tratamiento químico del agua de reposición están ubicados en la planta química. 28 (taller de tratamiento químico de aguas).

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

centrales eléctricas de combustible líquido o gaseoso: Т – combustible; A -

aire; CS - cámara de combustión; GT - turbina de gas; K - compresor de aire; G - generador eléctrico

Los gases calientes con una temperatura de 600–800 °C de la cámara de combustión ingresan a la turbina de gas GT. Al pasar a través de la turbina, se expanden a la presión atmosférica y, moviéndose a alta velocidad entre las palas, hacen girar el eje de la turbina. Los gases de escape se liberan a la atmósfera a través del tubo de escape. Una parte significativa de la potencia de la turbina de gas se gasta en la rotación del compresor y otros dispositivos auxiliares.

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

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

2) una necesidad significativamente menor de agua de refrigeración, lo que hace posible el uso de turbinas de gas en áreas con recursos hídricos limitados;

3) un número significativamente menor de personal operativo;

4) puesta en marcha rápida;

5) menor costo de la electricidad generada.

diagramas de diseño TPP

Los TPP según el tipo (estructura) del esquema térmico se dividen en bloque y no bloque.

Arroz. 3.7. El diseño del edificio principal del petróleo y el gas.

centrales eléctricas con una capacidad de 2400 MW

El equipo principal de la IES (unidades de caldera y turbina) está ubicado en el edificio principal, calderas y planta de pulverización (en IES, quemando, por ejemplo, carbón en forma de polvo) - en la sala de calderas, unidades de turbina y sus auxiliares equipo - en la sala de turbinas de la central eléctrica. En IES se instala principalmente una caldera por turbina. Una caldera con una unidad de turbina y su equipo auxiliar forman una parte separada: un monobloque de una central eléctrica.

Las IES se construyen directamente en las fuentes de abastecimiento de agua (río, lago, mar); a menudo se crea un depósito (estanque) cerca de la IES. En el territorio de la IES, además del edificio principal, existen instalaciones y dispositivos para el abastecimiento técnico de agua y tratamiento químico de agua, instalaciones de combustibles, transformadores eléctricos, aparamenta, laboratorios y talleres, almacenes de materiales, espacio de oficinas para el personal que atiende a la IES . El combustible se suele suministrar al territorio IES por medio de trenes. Las cenizas y escorias de la cámara de combustión y los colectores de cenizas se eliminan hidráulicamente. En el territorio de la IES se están construyendo vías férreas y viales, se están construyendo tomas de líneas de transmisión de energía, ingeniería de comunicaciones terrestres y subterráneas. El área del territorio ocupado por las instalaciones de IES es, según la capacidad de la planta de energía, el tipo de combustible y otras condiciones, de 25 a 70 ha. .

JUVENTUD Y DEPORTE DE UCRANIA

YU.PERO. GICHEV

LAS CENTRALES TÉRMICAS

castob yo

Dnipropetrovsk NMetAU 2011

MINISTERIO DE EDUCACIÓN Y CIENCIA,

JUVENTUD Y DEPORTE DE UCRANIA

ACADEMIA NACIONAL METALÚRGICA DE UCRANIA

YU.PERO. GICHEV

LAS CENTRALES TÉRMICAS

castob yo

III 23. Bibliografía: 4 nombres.

Responsable del lanzamiento, Dr. tech. ciencias, prof.

Revisores: , Dr. tech. ciencias, prof. (DNURT)

Candó. tecnología Ciencias, Asoc. (NMetAU)

Academia de Ucrania, 2011

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

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

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

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

1.3 Indicadores técnicos y económicos del TPP……………………………….11

1.3.1 Indicadores de energía…………………………………….11

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

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

1.4 Requisitos para el TPP…………………………………………16

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

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

2.1 Conceptos generales de circuitos térmicos………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………….

2.2 Parámetros iniciales de vapor……………………………………………….18

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

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

2.3 Recalentamiento de vapor…………………………………………..22

2.3.1 Eficiencia energética del recalentamiento...24

2.3.2 Presión de recalentamiento…………………………26

2.3.3 Implementación técnica del recalentamiento……27

2.4 Parámetros finales de vapor………………………….…………………….29

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

2.5.1 Eficiencia energética de la calefacción regenerativa..30

2.5.2 Implementación técnica del calentamiento regenerativo…....34

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

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

2.6.1 Construcción de un esquema térmico basado en la turbina “K”…………...39

2.6.2 Construcción de un esquema térmico basado en la turbina “T”….………..41

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

INTRODUCCIÓN

La disciplina "Centrales Térmicas" por varias razones es de particular importancia entre las disciplinas leídas para la especialidad 8 (7). - ingeniería de energía térmica.

En primer lugar, desde un punto de vista teórico, la disciplina acumula los conocimientos adquiridos por los alumnos en la práctica totalidad de las principales disciplinas anteriores: "Combustibles y su combustión", "Plantas de calderas", "Sobrealimentadores y motores térmicos", "Fuentes de suministro de calor para empresas industriales", "Purificación de gases" y otros.

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

En tercer lugar, desde un punto de vista industrial, las centrales térmicas son las empresas generadoras de energía dominantes en los sectores energéticos nacionales y extranjeros. Las centrales térmicas representan alrededor del 70 % de la capacidad instalada de generación de electricidad en Ucrania y, teniendo en cuenta las centrales nucleares, donde también se implementan tecnologías de turbinas de vapor, la capacidad instalada es de alrededor del 90 %.

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

La disciplina "Centrales térmicas" contribuye a la sistematización de los conocimientos adquiridos por los estudiantes, la expansión de sus horizontes profesionales y puede utilizarse en cursos en varias otras disciplinas, así como en la preparación de diplomas de especialistas y maestrías. tesis

1 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE LAS CENTRALES TÉRMICAS

1.1 Definición y clasificación de las centrales eléctricas

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

Las principales opciones para la clasificación de las centrales eléctricas:

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

1) centrales térmicas (TPP), en las que se obtiene electricidad mediante la conversión de combustibles hidrocarburos (carbón, gas natural, fuel oil, combustible VER y otros);

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

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

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

plantas de energía solar;

plantas de energía geotérmica;

plantas de energía eólica;

· centrales mareomotrices y otras.

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

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

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

3) centrales de ciclo combinado (CGE);

4) centrales eléctricas en motores de combustión interna (ICE).

Entre estas centrales eléctricas, las centrales eléctricas de turbinas de vapor son dominantes y representan más del 95% de la capacidad instalada total de las TPP.

tercero Según el tipo de portadores de energía suministrados a un consumidor externo, las centrales eléctricas de turbinas de vapor se dividen en:

1) centrales eléctricas de condensación (CPP), que suministran solo electricidad a un consumidor externo;

2) plantas combinadas de calor y electricidad (CHP) que suministran a los consumidores externos tanto calor como electricidad.

IV. Según el propósito y la subordinación departamental, las centrales eléctricas se dividen en:

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

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

V. Según la duración del uso de la capacidad instalada durante el año, las centrales se dividen en:

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

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

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

4) pico (P): hasta 2000 h/año, hasta el 20% de la duración del año.

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

Figura 1.1 - Gráfico de la duración de las cargas eléctricas

VI. En función de la presión del vapor que entra en las turbinas, las centrales térmicas de turbinas de vapor se dividen en:

1) baja presión: hasta 4 MPa;

2) media presión: hasta 9 - 13 MPa;

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

● presión subcrítica: hasta 18 - 20 MPa

● presión crítica y supercrítica: más de 22 MPa

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

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

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

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

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

1) centrales térmicas centralizadas (sin bloque), en las que el vapor de todas las calderas ingresa a una tubería de vapor central y luego se distribuye entre los turbogeneradores (ver Fig. 1.2);

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

Figura 1.2 - Diagrama esquemático de un TPP centralizado (sin bloque)

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

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

Figura 1.3 - Diagrama esquemático de un bloque TPP

A diferencia de un diagrama de bloques sin bloques de un TPP, requiere menos costos de capital, es más fácil de operar y crea condiciones para la automatización completa de una planta de turbina de vapor de una planta de energía. En el diagrama de bloques se reduce el número de tuberías y volúmenes de producción de la estación para la colocación de equipos. Cuando se utiliza sobrecalentamiento intermedio de vapor, es obligatorio el uso de diagramas de bloques, porque de lo contrario no es posible controlar el flujo de vapor liberado de la turbina para sobrecalentamiento.

1.2 Esquema tecnológico de central térmica

El esquema tecnológico representa las partes principales de la planta de energía, su relación y, en consecuencia, muestra la secuencia de operaciones tecnológicas desde el momento en que se entrega el combustible a la estación hasta el suministro de electricidad al consumidor.

Como ejemplo, la Figura 1.4 muestra un diagrama de flujo de proceso para una planta de energía de turbina de vapor de carbón pulverizado. Este tipo de TPP prevalece entre las centrales térmicas básicas en funcionamiento en Ucrania y en el extranjero.

Sol - consumo de combustible en la estación; Dp. d) es el rendimiento del generador de vapor; Ds. norte. – consumo de vapor condicionado a las propias necesidades de la estación; Dt - flujo de vapor a la turbina; Evyr - la cantidad de electricidad generada; Esn - consumo de electricidad para las propias necesidades de la estación; Eop - la cantidad de electricidad suministrada a un consumidor externo.

Figura 1.4 - Un ejemplo de un esquema tecnológico de una central eléctrica de carbón pulverizado con turbina de vapor

Es costumbre dividir el esquema tecnológico de TPP en tres partes, las cuales están marcadas con líneas punteadas en la Figura 1.4:

yo … Vía combustible-gas-aire, que incluye:

1 – economía de combustible (dispositivo de descarga, almacenamiento de carbón crudo, plantas de trituración, depósitos de carbón triturado, grúas, transportadores);

2 – sistema de pulverización (molinos de carbón, ventiladores finos, tolvas de polvo de carbón, alimentadores);

3 – ventilador soplante para el suministro de aire para la combustión del combustible;

4 - generador de vapor;

5 – limpieza de gases;

6 - aspirador de humos;

7 - Chimenea;

8 – bomba baguer para el transporte de mezcla de hidroceniza y escoria;

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

En general, la ruta combustible-gas-aire incluye : ahorro de combustible, sistema de preparación de polvo, medios de tiro, conductos de humos de la caldera y sistema de eliminación de cenizas y escorias.

Yo … Ruta de vapor, que incluye:

10 - turbina de vapor;

11 – condensador de turbina de vapor;

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

13 – dispositivo de refrigeración del sistema inverso;

14 - suministro de agua adicional, compensando las pérdidas de agua en el sistema de circulación;

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

16 - tratamiento químico del agua;

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

18 – bomba de condensados;

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

20 - desaireador;

21 - Bomba de alimentación;

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

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

24 – extracciones de vapor regenerativo;

25 - Sobrecalentador intermedio.

En general, el trayecto vapor-agua incluye: parte de agua de vapor de la caldera, turbina, unidad de condensado, sistemas para la preparación de agua de circulación de refrigeración y agua adicional tratada químicamente, un sistema para el calentamiento regenerativo del agua de alimentación y la desaireación del agua de alimentación.

tercero … Parte eléctrica, que incluye:

26 - generador eléctrico;

27 - transformador elevador para electricidad suministrada a un consumidor externo;

28 - barras colectoras de la aparamenta abierta de la central eléctrica;

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

30 - Barras colectoras del dispositivo distribuidor de la energía eléctrica de las propias necesidades.

Así, la parte eléctrica incluye: generador de energía, transformadores y barras de distribución.

1.3 Indicadores técnicos y económicos del TPP

Los indicadores técnicos y económicos de los TPP se dividen en 3 grupos: energético, económico y operativo, que, respectivamente, están destinados a evaluar el nivel técnico, la eficiencia y la calidad de funcionamiento de la estación.

1.3.1 Rendimiento energético

Los principales indicadores energéticos de los TPP incluyen: k.p.d. centrales eléctricas (), consumo específico de calor (), consumo específico de combustible para la generación de electricidad ().

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

De acuerdo con los resultados de la operación real de la planta de energía, la eficiencia está determinada por las relaciones:

; (1.1)

; (1.2)

A la hora de diseñar una central eléctrica y analizar su funcionamiento, la eficiencia están determinados por productos que tienen en cuenta la eficiencia. Elementos individuales de la estación:

donde ηkot, ηturbo – eficiencia talleres de calderas y turbinas;

ηt. p.-k.p.d. flujo de calor, que tiene en cuenta las pérdidas de calor de los portadores de calor dentro de la planta debido a la transferencia de calor al medio ambiente a través de las paredes de la tubería y las fugas de los portadores de calor, ηt. n = 0,98 ... 0,99 (cf. 0,985);

esn es la parte de la electricidad gastada para las propias necesidades de la central eléctrica (accionamiento eléctrico en el sistema de preparación de combustible, accionamiento del equipo de tiro del taller de calderas, accionamiento de la bomba, etc.), esn = Esn/Evyr = 0,05…0,10 (cf. 0,075);

qsn es la parte del consumo de calor para necesidades propias (tratamiento químico del agua, desaireación del agua de alimentación, funcionamiento de eyectores de vapor que proporcionan vacío en el condensador, etc.), qsn = 0,01…0,02 (cf. 0,015).

K. p.d. el taller de calderas se puede representar como un k.p.d. generador de vapor: ηcat = ηp. d = 0,88…0,96 (cf. 0,92)

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

ηturb = ηt. ej. = ηt ηoi ηm, (1.5)

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

ηoi es la eficiencia relativa interna. turbinas (teniendo en cuenta las pérdidas en el interior de la turbina por fricción del vapor, desbordamientos, ventilación), ηoi = 0,76…0,92 (cf. 0,84);

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

Teniendo en cuenta el producto (1.5), expresión (1.4) para la eficiencia la potencia neta de la planta toma la forma:

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

y después de sustituir los valores medios serán:

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

En general, para una central eléctrica, la eficiencia cambios netos dentro de: ηsnet = 0.28…0.38.

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

, (1.7)

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

; (1.8)

donde rn es el coeficiente normativo de eficiencia de las inversiones de capital, año-1.

El valor recíproco de pH da el período de recuperación, por ejemplo, a pH = 0,12 año-1, el período de recuperación será:

Estos costos se utilizan para seleccionar la opción más económica para construir una nueva planta de energía o reconstruir una existente.

1.3.3 Rendimiento

Los indicadores de desempeño evalúan la calidad de operación de la central eléctrica y, en particular, incluyen:

1) factor de personal (número de personal de servicio por 1 MW de capacidad instalada de la planta), W (personas/MW);

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

; (1.16)

3) el número de horas de uso de la capacidad instalada

4) factor de disponibilidad del equipo y factor de utilización técnica del equipo

; (1.18)

Los factores de preparación del equipo para los talleres de calderas y turbinas son: Kgotkot = 0,96…0,97, Kgotturb = 0,97…0,98.

El coeficiente de utilización de equipos para centrales térmicas es: KispTES = 0,85 ... 0,90.

1.4 Requisitos para TPP

Los requisitos para los TPP se dividen en 2 grupos: técnico y económico.

Los requisitos técnicos incluyen:

Confiabilidad (suministro de energía ininterrumpido de acuerdo con los requisitos de los consumidores y el cronograma de despacho de cargas eléctricas);

Maniobrabilidad (la capacidad de aumentar o eliminar rápidamente la carga, así como iniciar o detener las unidades);

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

· respeto al medio ambiente (emisiones nocivas mínimas al medio ambiente y que no excedan las emisiones permisibles bajo varios modos de operación de la estación).

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

1.5 Características de las centrales térmicas industriales

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

1) comunicación bidireccional de la central con las principales tiendas tecnológicas (la central proporciona la carga eléctrica de las tiendas tecnológicas y, de acuerdo con la necesidad, cambia el suministro de energía eléctrica, y las tiendas en algunos casos son fuentes de RES térmicos y combustibles que se utilizan en las centrales eléctricas);

2) la comunidad de una serie de sistemas de centrales eléctricas y tiendas tecnológicas de la empresa (suministro de combustible, suministro de agua, instalaciones de transporte, base de reparación, lo que reduce el costo de construcción de una estación);

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

4) el predominio de las centrales térmicas (CHP) entre las centrales industriales;

5) capacidad relativamente pequeña de centrales térmicas industriales:

70…80%, ≤ 100 MW.

Las centrales térmicas industriales aportan el 15...20% de la generación eléctrica total.

2 CONSTRUCCIÓN DE ESQUEMAS TÉRMICOS DE TPP

2.1 Conceptos generales de esquemas térmicos

Los esquemas térmicos se refieren a las rutas de vapor y agua de las centrales eléctricas y muestran :

1) la posición relativa del equipo principal y auxiliar de la estación;

2) conexión tecnológica del equipo a través de las líneas de la tubería de los portadores de calor.

Los esquemas térmicos se pueden dividir en 2 tipos:

1) fundamentales;

2) desplegado.

En los diagramas esquemáticos, el equipo se muestra en la medida necesaria para calcular el circuito térmico y analizar los resultados del cálculo.

Según el diagrama esquemático, se resuelven las siguientes tareas:

1) determinar los caudales y parámetros de los portadores de calor en varios elementos del circuito;

2) elegir equipo;

3) desarrollar esquemas térmicos detallados.

Esquemas térmicos ampliados incluir todo el equipo de la estación, incluido el respaldo, todas las tuberías de la estación con válvulas de cierre y control.

Sobre la base de los esquemas detallados, se resuelven las siguientes tareas:

1) colocación mutua de equipos en el diseño de centrales eléctricas;

2) ejecución de dibujos de trabajo durante el diseño;

3) operación de estaciones.

La construcción de esquemas térmicos está precedida por la solución de las siguientes preguntas:

1) la elección del tipo de planta, que se realiza sobre la base del tipo y número de cargas de energía esperadas, es decir, IES o CHP;

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

3) elegir los parámetros iniciales y finales del vapor;

4) determinar la necesidad de sobrecalentamiento intermedio del vapor;

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

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

7) combinar las principales soluciones técnicas según el esquema térmico (capacidad de las unidades, parámetros de vapor, tipo de turbinas) con una serie de cuestiones auxiliares: preparación de agua adicional tratada químicamente, desaireación del agua, utilización del agua de purga del generador de vapor, accionamiento de bombas de alimentación y otros.

El desarrollo de esquemas térmicos está influenciado principalmente por 3 factores:

1) el valor de los parámetros de vapor inicial y final en la planta de turbina de vapor;

2) sobrecalentamiento intermedio del vapor;

3) calentamiento regenerativo del agua de alimentación.

2.2 Parámetros iniciales de vapor

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

2.2.1 Presión de vapor inicial

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

Determinar la eficiencia térmica. puede ser usado es- diagrama de vapor de agua (ver Fig. 2.1):

(2.2)

donde Nad es la pérdida de calor adiabática del vapor (para un ciclo ideal);

qsubv - la cantidad de calor suministrada al ciclo;

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

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

Figura 2.1 - A la definición de eficiencia térmica.

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

ηt, fracciones de unidades

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

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

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

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

3) aumenta el consumo de metal para equipos y el costo de la planta de turbinas de vapor.

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

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

2) reduce la expulsión relativa de vapor a través de los sellos mecánicos;

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

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

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

2.2.2 Temperatura inicial del vapor

Con un aumento en la presión de vapor inicial, aumenta el contenido de humedad del vapor a la salida de la turbina, lo que se ilustra mediante gráficos en el diagrama iS - (ver Fig. 2.3).

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

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

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

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

La humedad del vapor máxima admisible (y2dop) depende de la longitud de las palas (ll); por ejemplo:

ll ≤ 750…1000 mm y2perm ≤ 8…10%

ll ≤ 600 mm y2adm ≤ 13%

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

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

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

y2< y2" < y2""

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

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

Es posible utilizar aceros de 4 clases:

1) aceros al carbono y al manganeso (con temperatura límite tpr ≤ 450…500°С);

2) aceros al cromo-molibdeno y al cromo-molibdeno-vanadio de la clase perlita (tpr ≤ 570…585°С);

3) aceros con alto contenido de cromo de clase martensita-ferrítica (tpr ≤ 600…630°С);

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

Al pasar de una clase de acero a otra, el costo del equipo aumenta drásticamente.

clase de acero

Coste relativo

En esta etapa, desde un punto de vista económico, es conveniente utilizar acero perlítico con una temperatura de trabajo tr ≤ 540°C (565°C). Los aceros martensita-ferríticos y austeníticos conducen a un fuerte aumento en el costo del equipo.

También se debe tener en cuenta la influencia de la temperatura inicial del vapor en la eficiencia térmica. ciclo de turbina de vapor. Un aumento en la temperatura del vapor conduce a un aumento en la eficiencia térmica:

Centrales hidráulicas (HPP) y almacenamiento por bombeo (PSPP) que aprovechan la energía del agua que cae

Centrales nucleares (NPP) que utilizan la energía de la fisión nuclear

Centrales eléctricas diésel (DPP)

Centrales térmicas con turbina de gas (GTU) y centrales de ciclo combinado (CCGT)

Plantas de energía solar (SPP)

Centrales eólicas (WPP)

Plantas de energía geotérmica (GEOTES)

Centrales mareomotrices (TPP)

La mayoría de las veces, en la energía moderna, se distinguen la energía tradicional y la no tradicional.

El sector energético tradicional se divide principalmente en la industria de la energía eléctrica y la industria de la energía térmica.

El tipo de energía más conveniente es la eléctrica, que puede considerarse la base de la civilización. La transformación de la energía primaria en energía eléctrica se lleva a cabo en las centrales eléctricas.

Nuestro país produce y consume una enorme cantidad de electricidad. Es producido casi en su totalidad por los tres tipos principales de centrales eléctricas: centrales térmicas, nucleares e hidroeléctricas.

Aproximadamente el 70% de la electricidad mundial es generada por centrales térmicas. Se dividen en centrales térmicas de condensación (CPP), que producen solo electricidad, y centrales combinadas de calor y electricidad (CHP), que producen electricidad y calor.

En Rusia, alrededor del 75% de la energía se produce en centrales térmicas. Las TPP se construyen en áreas de extracción de combustible o en áreas de consumo de energía. Es ventajoso construir centrales hidroeléctricas en ríos de montaña con caudal pleno. Por lo tanto, las centrales hidroeléctricas más grandes se construyen en los ríos siberianos. Yenisei, Angara. Pero también se han construido cascadas de centrales hidroeléctricas en los ríos planos: el Volga, el Kama.

Las plantas de energía nuclear se construyen en áreas donde se consume mucha energía y otros recursos energéticos no son suficientes (en la parte occidental del país).

El principal tipo de centrales eléctricas en Rusia son térmicas (TPP). Estas instalaciones generan aproximadamente el 67% de la electricidad de Rusia. Su ubicación está influenciada por factores de combustible y consumo. Las centrales eléctricas más potentes se encuentran en los lugares donde se extrae el combustible. Las centrales térmicas que utilizan combustibles transportables de alto contenido calórico están orientadas al consumidor.

Figura 1. Diagrama esquemático de una central térmica.

El diagrama esquemático de una planta de energía térmica se muestra en la Fig.1. Debe tenerse en cuenta que se pueden proporcionar varios circuitos en su diseño: es posible que el refrigerante del reactor de combustible no vaya inmediatamente a la turbina, sino que ceda su calor en el intercambiador de calor al refrigerante del siguiente circuito, que ya puede entrar en la turbina, o puede transferir su energía al siguiente contorno. Además, en cualquier planta de energía, se proporciona un sistema de enfriamiento para el refrigerante gastado para llevar la temperatura del refrigerante al valor requerido para el reciclaje. Si hay un asentamiento cerca de la planta de energía, esto se logra utilizando el calor del portador de calor residual para calentar agua para calentar casas o agua caliente, y si no, entonces el exceso de calor del portador de calor residual simplemente se descarga en la atmósfera en las torres de refrigeración. Las torres de enfriamiento se usan con mayor frecuencia como condensadores para el vapor de escape en plantas de energía no nucleares.

El equipo principal de la TPP es una caldera-generador de vapor, una turbina, un generador, un condensador de vapor, una bomba de circulación.

En la caldera del generador de vapor, cuando se quema el combustible, se libera energía térmica, que se convierte en energía de vapor de agua. En la turbina, la energía del vapor de agua se convierte en energía mecánica de rotación. El generador convierte la energía mecánica de rotación en energía eléctrica. El esquema CHP es diferente en que, además de la energía eléctrica, también genera calor extrayendo parte del vapor y calentando con él el agua suministrada a la red de calor.

Hay centrales térmicas con turbinas de gas. El fluido de trabajo y ellos - gas con aire. El gas se libera durante la combustión del combustible orgánico y se mezcla con aire caliente. La mezcla de gas y aire a 750-770 °C se alimenta a la turbina, que hace girar el generador. Las centrales térmicas con turbinas de gas son más maniobrables, fáciles de arrancar, parar y regular. Pero su poder es 5-8 veces menor que el de vapor.

El proceso de generación de electricidad en las centrales térmicas se puede dividir en tres ciclos: químico: el proceso de combustión, como resultado del cual el calor se convierte en vapor; mecánico: la energía térmica del vapor se convierte en energía de rotación; La energía eléctrica - mecánica se convierte en energía eléctrica.

La eficiencia global de un TPP consiste en el producto de la eficiencia (η) de los ciclos:

La eficiencia de un ciclo mecánico ideal está determinada por el llamado ciclo de Carnot:

donde T 1 y T 2 - temperatura del vapor en la entrada y salida de la turbina de vapor.

En centrales térmicas modernas T 1 =550°C (823°K), T 2 =23°C (296°K).

Prácticamente teniendo en cuenta las pérdidas η TES = 36-39%. Debido al uso más completo de la energía térmica, la eficiencia CHP = 60-65%.

Una central nuclear se diferencia de una central térmica en que la caldera se sustituye por un reactor nuclear. El calor de la reacción nuclear se utiliza para producir vapor.

La energía primaria en las centrales nucleares es la energía nuclear interna, que se libera durante la fisión nuclear en forma de energía cinética colosal que, a su vez, se convierte en calor. La instalación donde tienen lugar estas transformaciones se denomina reactor.

Por el núcleo del reactor pasa un refrigerante que sirve para eliminar el calor (agua, gases inertes, etc.). El refrigerante lleva calor al generador de vapor y se lo da al agua. El vapor de agua resultante entra en la turbina. La potencia del reactor se controla mediante varillas especiales. Se introducen en el núcleo y modifican el flujo de neutrones y, por tanto, la intensidad de la reacción nuclear.

El combustible nuclear natural de una central nuclear es el uranio. Para la protección biológica contra las radiaciones se utiliza una capa de hormigón de varios metros de espesor.

Al quemar 1 kg de carbón se pueden obtener 8 kWh de electricidad, y con el consumo de 1 kg de combustible nuclear se generan 23 millones de kWh de electricidad.

Durante más de 2000 años, la humanidad ha estado utilizando la energía del agua de la Tierra. Ahora la energía del agua se utiliza en centrales hidroeléctricas (HPP) de tres tipos:

plantas de energía hidráulica (HPP);
centrales mareomotrices (TPP) que utilizan la energía de las mareas de los mares y océanos;
estaciones de almacenamiento por bombeo (PSPP) que acumulan y utilizan la energía de embalses y lagos.

Los recursos hidroeléctricos en la turbina de la central eléctrica se convierten en energía mecánica, que se convierte en energía eléctrica en el generador.

Así, las principales fuentes de energía son los combustibles sólidos, el petróleo, el gas, el agua, la energía de la descomposición de los núcleos de uranio y otras sustancias radiactivas.

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

Diagrama esquemático de la planta de energía térmica muestra los principales flujos de portadores de calor asociados con el equipo principal y auxiliar en los procesos de conversión del calor del combustible quemado para generar y suministrar electricidad y calor a los consumidores. En la práctica, un circuito térmico se reduce a un diagrama de una ruta de vapor-agua de una central térmica (unidad de potencia), cuyos elementos generalmente se presentan en imágenes condicionales.

Un diagrama térmico simplificado (principal) de una central térmica de carbón se muestra en la fig. 3.1.

El carbón se introduce en el búnker de combustible. 1 , y de ella - a la planta de trituración 2 donde se convierte en polvo. El polvo de carbón ingresa al horno del generador de vapor (caldera de vapor) 3 , que tiene un sistema de tubos por los que circula agua químicamente purificada, llamada agua nutritiva. Agua en la caldera

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

central térmica de carbón pulverizado y la aparición de la rueda de la turbina de vapor

se calienta, se evapora y el vapor saturado resultante se lleva al sobrecalentador a una temperatura de 400-650 ° C y bajo una presión de 3 ... 25 MPa ingresa a la turbina de vapor a través de la tubería de vapor 4 . Parámetros de vapor sobrecalentado T 0 , PAGS 0 (temperatura y presión a la entrada de la turbina) dependen de la potencia de los equipos. En el IES, todo el vapor se utiliza para generar electricidad. En una planta CHP, una parte del vapor se usa completamente en la turbina para generar electricidad en el generador. 5 y luego va al condensador 6 , y el otro, que tiene alta temperatura y presión, se toma de la etapa intermedia de la turbina y se usa para el suministro de calor (línea discontinua en la Fig. 3.1). bomba de condensado 7 a través del desaireador 8 y luego bomba de alimentación 9 alimentado al generador de vapor. La cantidad de vapor extraído depende de las necesidades de energía térmica de las empresas.

Esquema Térmico Completo (PTS) se diferencia del principal en que muestra completamente equipos, tuberías, válvulas de cierre, control y protección. El diagrama térmico completo de la unidad de potencia consta de diagramas de unidades individuales, incluida la unidad de toda la planta (tanques de condensado de reserva con bombas de transferencia, alimentación de la red de calefacción, calentamiento de agua bruta, etc.). Las tuberías auxiliares incluyen tuberías de derivación, drenaje, drenaje, auxiliares, succión de la mezcla de vapor y aire. Las designaciones de las líneas y accesorios de PTS son las siguientes:

3.1.1.1. Esquemas térmicos del CES

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

Actualmente se están construyendo CPP de alta potencia sobre combustible orgánico principalmente para altos parámetros iniciales de vapor y baja presión final (vacío profundo). Esto permite reducir el consumo de calor por unidad de electricidad generada, ya que cuanto mayores sean los parámetros iniciales PAGS 0 y T 0 antes de la turbina y por debajo de la presión de vapor final PAGS k, mayor será la eficiencia de la instalación. Por lo tanto, el vapor que ingresa a la turbina se lleva a parámetros altos: temperatura, hasta 650 ° C y presión, hasta 25 MPa.

La figura 3.2 muestra esquemas térmicos simplificados típicos de IES alimentados con combustibles fósiles. De acuerdo con el esquema de la Figura 3.2, a el calor se suministra al ciclo solo cuando se genera vapor y se calienta a la temperatura de sobrecalentamiento seleccionada t carril; según el esquema de la figura 3.2, b Junto con la transferencia de calor en estas condiciones, se suministra calor al vapor después de haber trabajado en la parte de alta presión de la turbina.

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

De acuerdo con ambos esquemas, el vapor de la caldera de vapor 1 va a la turbina 2 ubicado en el mismo eje con el generador eléctrico 3 . El vapor de escape se condensa en el condensador. 4 enfriado por agua técnica que circula en los tubos. Bomba de condensado de condensado de turbina 5 a través de calentadores regenerativos 6 alimentado en el desaireador 8 .

El desaireador sirve para eliminar del agua los gases disueltos en él; al mismo tiempo, tanto en él como en los calentadores regenerativos, el agua de alimentación es calentada por el vapor tomado para este fin de la purga de la turbina. La desaireación del agua se lleva a cabo para llevar el contenido de oxígeno y dióxido de carbono a valores aceptables y, por lo tanto, reducir la tasa de corrosión del metal en las rutas de agua y vapor. Al mismo tiempo, un desaireador puede estar ausente en varios esquemas térmicos de CPP. En este régimen de agua denominado de oxígeno neutro, se suministra una cierta cantidad de oxígeno, peróxido de hidrógeno o aire al agua de alimentación; el desaireador en el circuito no es necesario.

R
es. 3.1. Esquemas térmicos típicos de turbina de vapor.

unidades condensadoras que funcionan con combustible orgánico sin

recalentamiento al vapor ( a) y con un intermedio

sobrecalentamiento ( b)

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

Los esquemas térmicos descritos son en gran medida típicos y cambian de manera insignificante con un aumento en la potencia de la unidad y los parámetros de vapor iniciales.

El desaireador y la bomba de alimentación dividen el circuito de calefacción regenerativa en grupos de HPH (calentador de alta presión) y HDPE (calentador de baja presión). El grupo HPH generalmente consta de 2 o 3 calentadores con un drenaje de drenaje en cascada hasta el desaireador. El desaireador se alimenta con vapor de la misma extracción que el HPH aguas arriba. Tal esquema para encender un desaireador para vapor está muy extendido. Dado que se mantiene una presión de vapor constante en el desaireador, y la presión en la extracción disminuye en proporción a la disminución del flujo de vapor a la turbina, dicho esquema crea un margen de presión para la extracción, que se realiza en el HPH aguas arriba. El grupo de HDPE consta de 3 a 5 calentadores regenerativos y 2 a 3 auxiliares. En presencia de una unidad evaporativa (torre de enfriamiento), el condensador del evaporador se conecta entre el LPH.

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