Desafortunadamente, la transición a la construcción de centrales eléctricas de ciclo combinado (CCGT) en lugar de turbinas de vapor condujo a un aumento aún mayor fuerte descenso la calefacción urbana en la producción total de energía. Esto, a su vez, conduce a un aumento de la intensidad energética del PIB y una disminución de la competitividad de los productos nacionales, así como a un aumento de los costos de la vivienda y los servicios comunales.

¦ alta eficiencia de la generación de electricidad en CCGT CHPP utilizando el ciclo de condensación hasta el 60%;

¦ dificultades para ubicar plantas de cogeneración CCGT en zonas urbanas densas, así como un aumento del suministro de combustible a las ciudades;

¦ según la tradición establecida, las centrales de cogeneración CCGT están equipadas, al igual que las estaciones de turbinas de vapor, con turbinas de calefacción del tipo T.

Construcción de centrales térmicas con turbinas tipo P, a partir de los años 1990. el siglo pasado, prácticamente se detuvo. En la época anterior a la perestroika, alrededor del 60% de la carga térmica de las ciudades procedía de empresas industriales. Su necesidad de calor para la realización de procesos tecnológicos se mantuvo bastante estable a lo largo del año. Durante las horas de máximo consumo de energía de la mañana y de la tarde en las ciudades, los picos de suministro de energía se suavizaron mediante la introducción de regímenes apropiados para limitar el suministro de energía eléctrica a las empresas industriales. La instalación de turbinas tipo P en la planta de cogeneración se justificó económicamente debido a su menor costo y un consumo más eficiente de recursos energéticos en comparación con las turbinas tipo T. recurso energético vapor-gas combustible

Los últimos 20 años debido a una fuerte caída. producción industrial El régimen de suministro de energía a las ciudades ha cambiado significativamente. Actualmente, las centrales térmicas de las ciudades funcionan según un programa de calefacción, en el que la carga de calor en verano es sólo del 15-20%. valor calculado. El horario diario de consumo de electricidad se ha vuelto más desigual debido a la inclusión de carga eléctrica por parte de la población en horas de la tarde, lo que se asocia con un rápido aumento en el suministro de energía eléctrica a la población. electrodomésticos. Además, resultó imposible nivelar el programa de consumo de energía mediante la introducción de restricciones apropiadas para los consumidores industriales debido a su pequeña participación en el consumo total de energía. Lo único que no es tan bueno manera efectiva La solución al problema fue reducir el máximo nocturno mediante la introducción de tarifas reducidas por la noche.

Por lo tanto, en las centrales térmicas de turbinas de vapor con turbinas tipo P, donde la generación de energía térmica y eléctrica está estrictamente interconectada, el uso de dichas turbinas resultó no rentable. Actualmente se fabrican turbinas de contrapresión sólo de baja potencia para aumentar la eficiencia operativa de las salas de calderas de vapor de las ciudades transfiriéndolas al modo de cogeneración.

Este enfoque establecido también se mantuvo durante la construcción de la planta de cogeneración CCGT. Al mismo tiempo, en el ciclo vapor-gas no existe una relación estricta entre el suministro de energía térmica y eléctrica. En estas estaciones con turbinas tipo P, cubrir la carga eléctrica máxima nocturna se puede lograr aumentando temporalmente el suministro de electricidad en el ciclo de la turbina de gas. Una reducción a corto plazo del suministro de calor al sistema de calefacción no afecta a la calidad de la calefacción debido a la capacidad de almacenamiento de calor de los edificios y de la red de calefacción.

El diagrama esquemático de una unidad CCGT CHP con turbinas de contrapresión incluye dos turbinas de gas, una caldera de calor residual, una turbina tipo P y una caldera de pico (Fig. 2). La caldera de pico, que se puede instalar fuera del sitio CCGT, no se muestra en el diagrama.

De la Fig. En la figura 2 se puede ver que la unidad CCGT de una central térmica consta de una unidad de turbina de gas que consta de un compresor 1, una cámara de combustión 2 y una turbina de gas 3. Los gases de escape de la unidad de turbina de gas se dirigen al calor residual. caldera (HRB) 6 o al tubo de derivación 5, dependiendo de la posición de la compuerta 4, y pasan a través de una serie de intercambiadores de calor en los que se calienta el agua, el vapor se separa en tambores de baja presión 7 y tambores de alta presión 8 , y enviado a una unidad de turbina de vapor (STU) 11. Además, el vapor saturado baja presión ingresa al compartimento intermedio de la STU, y el vapor a alta presión se precalienta en la caldera de recuperación y se envía al cabezal de la STU. El vapor que sale de la STU se condensa en el intercambiador de calor de agua de la red 12 y se envía mediante bombas de condensado. 13 al calentador de condensado de gas 14, y luego enviado al desaireador 9 y desde él a KU.

Cuando la carga de calor no excede la base, la estación funciona completamente según el horario de calefacción (ATEC = 1). Si la carga de calor excede la carga base, se enciende la caldera de pico. La cantidad de electricidad necesaria proviene de fuentes de generación externas a través de las redes eléctricas urbanas.

Sin embargo, son posibles situaciones en las que la necesidad de electricidad excede el volumen de su suministro de fuentes externas: en días helados con un aumento en el consumo de electricidad por parte de los aparatos de calefacción domésticos; en caso de accidentes en instalaciones de generación y redes eléctricas. En tales situaciones, la potencia de las turbinas de gas en el enfoque tradicional está estrechamente ligada al rendimiento de la caldera de calor residual, que a su vez viene dictado por la necesidad de energía térmica de acuerdo con el programa de calefacción y puede ser insuficiente para satisfacer el mayor demanda de electricidad.

Para cubrir la escasez de electricidad resultante, la turbina de gas, además de la caldera de calor residual, pasa parcialmente a descargar los productos residuales de la combustión directamente a la atmósfera. Por lo tanto, la unidad CCGT CHP se transfiere temporalmente a un modo mixto, con ciclos de vapor-gas y turbina de gas.

Se sabe que las unidades de turbina de gas tienen una alta maniobrabilidad (velocidad de obtención y descarga de energía eléctrica). Por lo tanto, todavía en tiempo soviético Se suponía que se utilizarían junto con estaciones de almacenamiento por bombeo para suavizar el régimen de suministro de energía.

Además, cabe señalar que la potencia que desarrollan aumenta al disminuir la temperatura del aire exterior y precisamente a temperaturas bajas Durante la época más fría del año se observa el máximo consumo de energía. Esto se muestra en la tabla.

Cuando la potencia alcanza más del 60% del valor calculado, las emisiones de gases nocivos NOx y CO son mínimas (Fig. 3).

Durante el período de intercalentamiento, para evitar una reducción de la potencia de las turbinas de gas de más del 40%, una de ellas se apaga.

Se puede aumentar la eficiencia energética de las centrales térmicas mediante el suministro de refrigeración centralizado a los microdistritos urbanos. En caso de situaciones de emergencia en una central de cogeneración CCGT, es aconsejable construir unidades de turbinas de gas de baja potencia en edificios separados.

En áreas de denso desarrollo urbano de las grandes ciudades, al reconstruir centrales térmicas existentes con turbinas de vapor que han agotado su vida útil, es aconsejable crear sobre su base una central de ciclo combinado con turbinas tipo R. Como resultado, importantes Se liberan áreas ocupadas por el sistema de enfriamiento (torres de enfriamiento, etc.), que pueden usarse para otros fines.

La comparación de CCGT CHPP con turbinas de contrapresión (tipo P) y CCGT CHPP con turbinas de extracción por condensación (tipo T) nos permite hacer lo siguiente conclusiones.

  • 1. En ambos casos, el factor de eficiencia del combustible depende de la participación de la generación eléctrica basada en el consumo térmico en el volumen total de generación.
  • 2. En las plantas de cogeneración CCGT con turbinas tipo T, las pérdidas de energía térmica en el circuito de refrigeración del condensado se producen durante todo el año; mayores pérdidas - en periodo de verano, cuando la cantidad de consumo de calor está limitada únicamente por el suministro de agua caliente.
  • 3. En las plantas de cogeneración CCGT con turbinas tipo R, la eficiencia de la estación disminuye sólo en un período de tiempo limitado, cuando es necesario cubrir la escasez resultante en el suministro de energía.
  • 4. Las características de maniobrabilidad (tasas de carga y desprendimiento) de las turbinas de gas son muchas veces superiores a las de las turbinas de vapor.

Así, para las condiciones de construcción de estaciones en los centros grandes ciudades Las centrales térmicas CCGT con turbinas de contrapresión (tipo P) son superiores en todos los aspectos a las centrales térmicas de ciclo combinado con turbinas de extracción de condensación (tipo T). Su colocación requiere una superficie mucho menor, consumen combustible de forma más económica y su impacto nocivo sobre el medio ambiente también es menor.

Sin embargo, para ello es necesario realizar los cambios oportunos en el marco regulatorio para el diseño de gasolineras de ciclo combinado.

Práctica años recientes muestra que los inversores que construyen centrales de cogeneración CCGT suburbanas en territorios bastante libres dan prioridad a la generación de electricidad y consideran el suministro de calor como una actividad secundaria. Esto se explica por el hecho de que la eficiencia de las estaciones, incluso en el modo de condensación, puede alcanzar el 60%, y la construcción de redes de calefacción requiere costes adicionales y numerosas aprobaciones de diferentes estructuras. Como resultado, el coeficiente de calentamiento del ATPP puede ser inferior a 0,3.

Por lo tanto, al diseñar una planta de cogeneración CCGT, no es apropiado que cada estación individual incluya en la solución técnica el valor óptimo de la ACHP. La tarea es encontrar la proporción óptima de calefacción en el sistema de suministro de calor de toda la ciudad.

Hoy en día ha vuelto a cobrar relevancia el concepto de construir potentes centrales térmicas en lugares donde se produce combustible, lejos de las grandes ciudades, desarrollado en la época soviética. Esto viene dictado tanto por un aumento en la proporción del uso de combustibles locales en el complejo regional de combustibles y energía como por la creación de nuevos diseños de tuberías de calor (tendido de aire) con una caída casi insignificante en el potencial de temperatura durante el transporte del refrigerante.

Estas centrales térmicas pueden crearse sobre la base de un ciclo de turbina de vapor con combustión directa de combustible local o de un ciclo de gas de ciclo combinado utilizando gas obtenido de plantas generadoras de gas.


A las centrales térmicas(CHP) incluyen plantas de energía que generan y suministran a los consumidores no solo electricidad, sino también energía térmica. En este caso, se utiliza vapor de las extracciones intermedias de la turbina, parcialmente ya utilizado en las primeras etapas de expansión de la turbina para generar electricidad, así como agua caliente con una temperatura de 100-150 ° C, calentada por el vapor extraído de la turbina. , sirven como refrigerantes. El vapor de la caldera de vapor ingresa a la turbina a través de una línea de vapor, donde se expande a la presión en el condensador y su energía potencial se convierte en trabajo mecánico de rotación del rotor de la turbina y del rotor del generador conectado a ella. Después de varias etapas de expansión, parte del vapor se extrae de la turbina y se envía a través de una tubería de vapor al consumidor de vapor. El lugar de extracción de vapor y, por tanto, sus parámetros, se establecen teniendo en cuenta las necesidades del consumidor. Dado que el calor en una central térmica se gasta en la producción de energía eléctrica y térmica, la eficiencia de las centrales térmicas difiere en la producción y suministro de electricidad y en la producción y suministro de energía térmica.

Unidades de turbina de gas(GTU) constan de tres elementos principales: un compresor de aire, una cámara de combustión y una turbina de gas. El aire de la atmósfera ingresa al compresor, impulsado por el motor de arranque, y se comprime. Luego se introduce bajo presión en la cámara de combustión, donde una bomba de combustible suministra simultáneamente combustible líquido o gaseoso. Para reducir la temperatura del gas a un nivel aceptable (750-770 ° C), se suministra a la cámara de combustión entre 3,5 y 4,5 veces más aire del que se necesita para quemar combustible. En la cámara de combustión, se divide en dos corrientes: una corriente ingresa al tubo de llama y asegura la combustión completa del combustible, y la segunda fluye alrededor del tubo de llama desde el exterior y, mezclándose con los productos de combustión, reduce su temperatura. Después de la cámara de combustión, los gases ingresan a la turbina de gas, que está ubicada en el mismo eje que el compresor y el generador. Allí se expanden (hasta aproximadamente la presión atmosférica), trabajan girando el eje de la turbina y luego son expulsados ​​por la chimenea. La potencia de una turbina de gas es significativamente menor que la potencia de una turbina de vapor y actualmente la eficiencia es de aproximadamente el 30%.

Plantas de ciclo combinado(CCG) son una combinación de unidades de turbina de vapor (STU) y turbina de gas (GTU). Esta combinación permite reducir la pérdida de calor residual de las turbinas de gas o el calor de los gases de escape de las calderas de vapor, lo que garantiza un aumento de la eficiencia en comparación con las turbinas de vapor y las turbinas de gas individuales. Además, con esta combinación se consiguen una serie de ventajas de diseño que conducen a una instalación más económica. Se han generalizado dos tipos de unidades CCGT: las que tienen calderas de alta presión y las que tienen descarga de los gases de escape de la turbina a la cámara de combustión de una caldera convencional. Una caldera de alta presión funciona con gas o combustible líquido purificado. Los gases de combustión que salen de la caldera a alta temperatura y sobrepresión se dirigen a una turbina de gas, en el mismo eje en el que se encuentran el compresor y el generador. El compresor fuerza el aire hacia la cámara de combustión de la caldera. El vapor de la caldera de alta presión se dirige a una turbina de condensación, en el mismo eje en el que se encuentra el generador. El vapor que sale de la turbina pasa al condensador y, después de la condensación, la bomba lo devuelve a la caldera. Los gases de escape de la turbina se alimentan a un economizador para calentar el agua de alimentación de la caldera. En este esquema, no se requiere un extractor de humos para eliminar los gases de escape de una caldera de alta presión, la función de una bomba de soplado la realiza un compresor. La eficiencia de la instalación en su conjunto alcanza el 42-43%. En otro esquema de una central de ciclo combinado, el calor de los gases de escape de la turbina se aprovecha en la caldera. La posibilidad de descargar los gases de escape de la turbina a la cámara de combustión de la caldera se basa en el hecho de que en la cámara de combustión de una unidad de turbina de gas se quema combustible (gas) con un gran exceso de aire y el contenido de oxígeno en los gases de escape. (16-18%) es suficiente para quemar la mayor parte del combustible.



29. Central nuclear: estructura, tipos de reactores, parámetros, características operativas.

Las centrales nucleares se clasifican como centrales térmicas porque su dispositivo contiene generadores de calor, un refrigerante y un generador eléctrico. actual - turbina.

Las centrales nucleares pueden ser plantas de condensación, centrales combinadas de calor y energía (CHP) y plantas de suministro de calor nuclear (HSP).

Los reactores nucleares se clasifican según varios criterios:

1. por nivel de energía de neutrones:

Sobre neutrones térmicos

Sobre neutrones rápidos

2. por tipo de moderador de neutrones: agua, agua pesada, grafito.

3. por tipo de refrigerante: agua, agua pesada, gas, metal líquido

4. por número de circuitos: uno, dos, tres circuitos

En los reactores modernos, los neutrones térmicos se utilizan principalmente para fisionar los núcleos de combustible fuente. Todos ellos tienen, en primer lugar, el llamado centro, en el que se carga combustible nuclear que contiene uranio 235 moderador(normalmente grafito o agua). Para reducir la fuga de neutrones del núcleo, este último está rodeado reflector , generalmente hecho del mismo material que el moderador.

Detrás del reflector en el exterior se encuentra el reactor. protección del hormigón de la radiación radiactiva. La carga del reactor con combustible nuclear suele superar con creces la carga crítica. Para mantener continuamente el reactor en un estado crítico mientras se quema el combustible, se introduce en el núcleo un potente absorbente de neutrones en forma de barras de boro-urea. Semejante varillas llamado regular o compensar. Durante la fisión nuclear, se libera un gran número de calor que se elimina refrigerante al intercambiador de calor generador de vapor, donde se convierte en un fluido de trabajo: vapor. Entra vapor turbina y hace girar su rotor, cuyo eje está conectado al eje generador. El vapor que sale de la turbina entra condensador, después de lo cual el agua condensada vuelve a entrar en el intercambiador de calor y el ciclo se repite.

vapor-gas se llaman centrales eléctricas (UPG), en el que el calor de los gases de escape de una planta de turbinas de gas se utiliza directa o indirectamente para generar electricidad en el ciclo de la turbina de vapor.

En la Fig. La Figura 4.10 muestra un diagrama esquemático de la planta de ciclo combinado más simple, el llamado tipo de utilización. Los gases de escape de la turbina de gas entran al caldera de recuperación- un intercambiador de calor a contracorriente, en el que, debido al calor de los gases calientes, se produce vapor de elevados parámetros, dirigido a una turbina de vapor.

Figura 4.10. Diagrama esquemático de la central de ciclo combinado más sencilla.

La caldera de calor residual es un eje rectangular., en el que se colocan superficies calefactoras, formadas por tubos plateados, por los que se suministra el fluido de trabajo. planta de turbina de vapor(agua o vapor). En el caso más sencillo, las superficies calefactoras de la caldera de recuperación de calor constan de tres elementos: economizador 3, evaporador 2 y sobrecalentador 1. El elemento central es el evaporador., que consta de un tambor 4 (un cilindro largo medio lleno de agua), varios bajantes 7 y tubos verticales del evaporador 8 instalados bastante herméticamente. El evaporador funciona según el principio de convección natural.. Los tubos de evaporación están ubicados en una zona de temperaturas más altas que los bajantes. Por tanto, el agua en ellos se calienta, se evapora parcialmente y, por tanto, se vuelve más ligera y sube al tambor. El espacio desocupado se llena con agua más fría a través de bajantes del tambor. El vapor saturado se recoge en la parte superior del tambor y se envía a las tuberías del sobrecalentador 1. El flujo de vapor del tambor 4 se compensa con el suministro de agua del economizador 3. En este caso, el agua entrante pasará a través de las tuberías de evaporación. muchas veces antes de evaporarse por completo. Por lo tanto, la caldera de calor residual descrita se llama caldera con circulación natural.

El economizador calienta el agua de alimentación entrante hasta casi el punto de ebullición.. Desde el tambor, el vapor seco saturado ingresa al sobrecalentador, donde se sobrecalienta por encima de la temperatura de saturación. Temperatura del vapor sobrecalentado resultante. t 0 es siempre, por supuesto, menor que la temperatura de los gases. q G procedente de la turbina de gas (normalmente 25 - 30 °C).

Debajo del diagrama de la caldera de calor residual en la Fig. La Figura 4.10 muestra el cambio de temperatura de los gases y el fluido de trabajo a medida que se acercan uno al otro. La temperatura del gas disminuye gradualmente desde el valor q Г en la entrada hasta el valor qух temperatura de los gases de escape. Moviendo hacia El agua de alimentación eleva su temperatura en el economizador hasta el punto de ebullición.(punto A). A esta temperatura (a punto de hervir) el agua entra al evaporador. El agua se evapora en él. Al mismo tiempo, su temperatura no cambia (proceso a - b). En el punto b El fluido de trabajo está en forma de seco. vapor saturado. A continuación, el sobrecalentador se sobrecalienta hasta un valor t 0 .

El vapor generado a la salida del sobrecalentador se dirige a la turbina de vapor, donde se expande y realiza trabajo. Desde la turbina, el vapor de escape ingresa al condensador y se condensa mediante una bomba de alimentación. 6 , aumentando la presión del agua de alimentación, se devuelve a la caldera de calor residual.

Por lo tanto, la diferencia fundamental entre una planta de energía de vapor (SPU) de una planta CCGT y una PSU convencional de una central térmica es solo que el combustible no se quema en la caldera de calor residual, y el calor necesario para el funcionamiento de la PSU de Una planta CCGT se toma de los gases de escape de la planta de turbinas de gas. forma general La caldera de calor residual se muestra en la Fig. 4.11.

Figura 4.11. Vista general de la caldera de calor residual.

En la figura 2 se muestra una central eléctrica con una unidad CCGT. 4.12, que muestra una central térmica con tres unidades de potencia. Cada unidad de potencia consta de dos unidades de turbina de gas adyacentes. 4 tipo V94.2 empresa siemens, cada uno de los cuales tiene sus propios gases de escape. alta temperatura lo envía a su caldera de calor residual 8 . El vapor generado por estas calderas se dirige a una turbina de vapor. 10 con generador electrico 9 y un condensador ubicado en la sala de condensación debajo de la turbina. Cada una de estas unidades de energía tiene una capacidad total de 450 MW (cada turbina de gas y turbina de vapor tiene una capacidad de aproximadamente 150 MW). Entre el difusor de salida 5 y caldera de calor residual 8 instalado bypass (bypass) chimenea 12 y puerta estanca al gas 6 .

Figura 4.12. Central eléctrica con CCGT

Principales ventajas de la fuente de alimentación.

1. Una central de ciclo combinado es actualmente el motor más económico que se utiliza para generar electricidad.

2. Una central de ciclo combinado es el motor más respetuoso con el medio ambiente. Esto se debe principalmente a la alta eficiencia: después de todo, todo el calor contenido en el combustible, que no se pudo convertir en electricidad, se libera al medio ambiente y se produce su contaminación térmica. Por tanto, la reducción de las emisiones térmicas de una CCGT en comparación con una central de vapor corresponde aproximadamente a una reducción del consumo de combustible para la producción de electricidad.

3. Una central de ciclo combinado es un motor muy maniobrable, con el que sólo se puede comparar en maniobrabilidad una turbina de gas autónoma. La maniobrabilidad potencialmente alta de una turbina de vapor está garantizada por la presencia en su diseño de una turbina de gas, cuya carga cambia en unos pocos minutos.

4. Con la misma potencia de las centrales térmicas de vapor y de ciclo combinado, el consumo de agua de refrigeración de la central CCGT es aproximadamente tres veces menor. Esto está determinado por el hecho de que la potencia de la parte de vapor del CCGT es 1/3 de la potencia total, y el GTU prácticamente no requiere agua de refrigeración.

5. CCGT tiene un menor costo de unidad de potencia instalada, lo que se asocia con un menor volumen de la parte de construcción, la ausencia de una caldera de energía compleja, una chimenea costosa, un sistema de calefacción regenerativa para el agua de alimentación, el uso de un una turbina de vapor más sencilla y un sistema técnico de suministro de agua.

CONCLUSIÓN

La principal desventaja de todas las centrales térmicas es que todos los tipos de combustible utilizados son insustituibles. recursos naturales, que poco a poco van finalizando. Además, las centrales térmicas consumen una cantidad significativa de combustible (cada día una central eléctrica de distrito estatal con una capacidad de 2000 MW quema dos trenes de carbón al día) y son las fuentes de electricidad más "sucias" para el medio ambiente, especialmente si funcionan. sobre combustibles con alto contenido de cenizas y azufre. Es por eso que, en la actualidad, junto con el uso de centrales nucleares e hidráulicas, está en marcha el desarrollo de centrales eléctricas que utilizan fuentes de energía renovables u otras fuentes de energía alternativas. Sin embargo, a pesar de todo, las centrales térmicas son las principales productoras de electricidad en la mayoría de los países del mundo y lo seguirán siendo al menos durante los próximos 50 años.

PREGUNTAS DE EXAMEN PARA LA CONFERENCIA 4

1. Diagrama térmico de una central térmica – 3 puntos.

2. Proceso tecnológico Producción de electricidad en centrales térmicas: 3 puntos.

3. Diseño de centrales térmicas modernas – 3 puntos.

4. Características de las unidades de turbina de gas. Diagrama de bloques de una unidad de turbina de gas. Eficiencia GTU – 3 puntos.

5. Diagrama térmico de la unidad de turbina de gas – 3 puntos.

6. Características de CCGT. Diagrama estructural del PSUU. Eficiencia CCGT – 3 puntos.

7. Esquema térmico de la unidad CCGT – 3 puntos.


CONFERENCIA 5

PLANTAS DE ENERGÍA NUCLEAR. COMBUSTIBLE PARA LA CN. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UN REACTOR NUCLEAR. PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD EN LA CN CON REACTORES TÉRMICOS. REACTORES DE NEUTRON RÁPIDOS. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS CN MODERNAS

Conceptos básicos

central nuclear(central nuclear) es una central eléctrica, Generar energía eléctrica mediante la conversión de la energía térmica liberada en un reactor nuclear (reactores) como resultado de una reacción en cadena controlada de fisión (división) de los núcleos de los átomos de uranio. La diferencia fundamental entre una central nuclear y una central térmica es que en lugar de un generador de vapor se utiliza un reactor nuclear, un dispositivo en el que se lleva a cabo una reacción nuclear en cadena controlada, acompañada de la liberación de energía.

Las propiedades radiactivas del uranio fueron descubiertas por primera vez por un físico francés. Antonio Becquerel en 1896. físico inglés Ernesto Rutherford Realizó por primera vez una reacción nuclear artificial bajo la influencia de partículas en 1919. físicos alemanes Otto Hahn Y Fritz Strassmann inaugurado en 1938 , que la fisión de núcleos pesados ​​de uranio durante el bombardeo de neutrones acompañado de la liberación de energía. El uso real de esta energía pasó a ser cuestión de tiempo.

El primer reactor nuclear se construyó en diciembre de 1942 en Estados Unidos. un grupo de físicos de la Universidad de Chicago dirigido por un físico italiano Enrico Fermi. Por primera vez se realizó una reacción de fisión no amortiguada de núcleos de uranio. El reactor nuclear, llamado SR-1, estaba formado por bloques de grafito, entre los cuales se encontraban bolas de uranio natural y su dióxido. Los neutrones rápidos aparecen después de la fisión nuclear 235 U, fueron frenados por el grafito a energías térmicas y luego provocaron nuevas fisiones nucleares. Los reactores en los que la mayoría de las fisiones se producen bajo la influencia de neutrones térmicos se denominan reactores de neutrones térmicos (lentos); En tales reactores hay mucho más moderador que uranio.

En Europa, el primer reactor nuclear F-1 se fabricó y puso en marcha en diciembre de 1946 en Moscú. un grupo de físicos e ingenieros liderados por un académico Ígor Vasílievich Kurchátov. El reactor F-1 estaba hecho de bloques de grafito y tenía la forma de una bola con un diámetro de aproximadamente 7,5 m. En la parte central de la bola con un diámetro de 6 m, se colocaron varillas de uranio en los orificios de los bloques de grafito. . El reactor F-1, como el SR-1, no tenía sistema de refrigeración, por lo que funcionaba a niveles de potencia bajos: desde fracciones hasta unidades de vatio.

Los resultados de la investigación en el reactor F-1 sirvieron de base para los diseños de reactores industriales. En 1948, bajo la dirección de I.V. Kurchatov, se inició el trabajo de aplicación práctica energía atómica para generar electricidad.

La primera central nuclear industrial del mundo con una capacidad de 5 MW se inauguró el 27 de junio de 1954 en Obninsk. Región de Kaluga . En 1958 se puso en funcionamiento la primera etapa de la central nuclear de Siberia con una capacidad de 100 MW (capacidad total de diseño de 600 MW). Ese mismo año comenzó la construcción de la central nuclear industrial de Beloyarsk y, en abril de 1964, el generador de primera etapa suministró electricidad a los consumidores. En septiembre de 1964 se inauguró la primera unidad de la central nuclear de Novovoronezh con una capacidad de 210 MW. La segunda unidad, con una capacidad de 350 MW, se inauguró en diciembre de 1969. En 1973 se inauguró la central nuclear de Leningrado.

En el Reino Unido, la primera central nuclear industrial con una capacidad de 46 MW se puso en funcionamiento en 1956 en Calder Hall. Un año después entró en funcionamiento una central nuclear de 60 MW en Shippingport (EE.UU.).

Líderes mundiales en producción. electricidad nuclear son: EE.UU. (788,6 mil millones de kWh/año), Francia (426,8 mil millones de kWh/año), Japón (273,8 mil millones de kWh/año), Alemania (158,4 mil millones de kWh/año) y Rusia (154,7 mil millones de kWh/año). A principios de 2004 había en el mundo 441 reactores nucleares en funcionamiento y la empresa rusa TVEL suministra combustible a 75 de ellos.

La central nuclear más grande en Europa - Central nuclear de Zaporozhye en Energodar (Ucrania) - 6 reactores nucleares con una capacidad total de 6 GW. La central nuclear más grande del mundo, Kashiwazaki-Kariwa (Japón), cinco reactores nucleares en ebullición ( BWR) y dos reactores nucleares de ebullición avanzados ( ABWR), cuya capacidad total es de 8,2 GW.

Actualmente, en Rusia operan las siguientes centrales nucleares: Balakovo, Beloyarsk, Bilibinsk, Rostov, Kalinin, Kola, Kursk, Leningrado, Novovoronezh, Smolensk.

Los desarrollos del proyecto de estrategia energética de Rusia para el período hasta 2030 prevén un aumento de 4 veces la producción de electricidad en las centrales nucleares.

Las centrales nucleares se clasifican según los reactores instalados en ellas:

yo reactores de neutrones térmicos , utilizando moderadores especiales para aumentar la probabilidad de absorción de neutrones por los núcleos de los átomos de combustible;

yo reactores de neutrones rápidos .

Según el tipo de energía suministrada, las centrales nucleares se dividen en:

yo plantas de energía nuclear(centrales nucleares) diseñadas para generar únicamente electricidad;

l Centrales nucleares combinadas de calor y energía (CHP), que generan tanto electricidad como energía térmica.

Actualmente, sólo Rusia está considerando opciones para la construcción de centrales nucleares de suministro de calor.

La central nuclear no utiliza aire para oxidar el combustible, no emite cenizas, óxidos de azufre, carbono, etc. a la atmósfera, tiene un fondo radiactivo más bajo que el de las centrales térmicas, pero, al igual que las centrales térmicas, consume una gran cantidad de agua para enfriar los condensadores.

Combustible para centrales nucleares.

La principal diferencia entre centrales nucleares y centrales térmicas es Usar combustible nuclear en lugar de combustibles fósiles.. El combustible nuclear se obtiene a partir de uranio natural, que se extrae en minas (Níger, Francia, Sudáfrica), a cielo abierto (Australia, Namibia) o mediante lixiviación subterránea (Canadá, Rusia, Estados Unidos). El uranio está muy extendido en la naturaleza, pero no existen depósitos ricos en minerales de uranio. El uranio se encuentra en diversas rocas y agua en estado disperso. El uranio natural es una mezcla de un isótopo de uranio en su mayoría no fisible. 238U(más del 99%) y isótopo fisionable 235 U (aproximadamente 0,71%), que es combustible nuclear (1 kg 235 U libera energía equivalente al calor de combustión de aproximadamente 3000 toneladas de carbón).

Los reactores de las centrales nucleares requieren enriquecimiento de uranio. Para hacer esto, el uranio natural se envía a una planta de enriquecimiento, después del procesamiento, donde el 90% del uranio natural empobrecido se envía para almacenamiento y el 10% se enriquece al 3,3 - 4,4%.

De uranio enriquecido (más precisamente dióxido de uranio UO 2 o óxido de uranio nitroso U2O2) son hechos elementos combustibles - barras de combustible- comprimidos cilíndricos con un diámetro de 9 mm y una altura de 15-30 mm. Estas tabletas se colocan en recipientes sellados. circonio(La absorción de neutrones del circonio es 32,5 veces menor que la del acero) tubos de paredes delgadas De unos 4 m de longitud, las barras de combustible se ensamblan en conjuntos combustibles (FA) de varios cientos de piezas.

Todos los demás procesos de fisión nuclear. 235 U con formación de fragmentos de fisión, gases radiactivos, etc. estan sucediendo dentro de los tubos sellados de las barras de combustible.

Después de una división gradual 235 U y reduciendo su concentración al 1,26%, cuando la potencia del reactor disminuye significativamente, los conjuntos combustibles se retiran del reactor, se almacenan en una piscina de refrigeración durante algún tiempo y luego se envían a una planta radioquímica para su procesamiento.

Así, a diferencia de las centrales térmicas, donde tienden a quemar completamente el combustible, En las centrales nucleares es imposible dividir el combustible nuclear al 100%. Por tanto, en las centrales nucleares es imposible calcular la eficiencia en función del consumo específico de combustible equivalente. La eficiencia neta se utiliza para evaluar la eficiencia operativa de una unidad de central nuclear.

,

donde está la energía generada, es el calor liberado en el reactor al mismo tiempo y al mismo tiempo.

La eficiencia de una central nuclear calculada de esta manera es del 30 al 32%, pero no es del todo razonable compararla con la eficiencia de una central térmica, que es del 37 al 40%.

Además del isótopo de uranio 235, también se utilizan como combustible nuclear:

  • isótopo de uranio 233 ( 233 U) ;
  • isótopo de plutonio 239 ( 239 Pu);
  • isótopo de torio 232 ( 232 mil) (al convertir a 233 U).

¿Cómo funciona una central térmica? Unidades de cogeneración. Equipos de cogeneración. Principios de funcionamiento de las centrales térmicas. PGU-450.

¡Hola queridos damas y caballeros!

Cuando estudié en el Instituto de Energía de Moscú, me faltaba práctica. En el instituto se trabaja principalmente con “trozos de papel”, pero yo prefería ver “trozos de hierro”. A menudo era difícil entender cómo funcionaba una unidad en particular, ya que nunca antes la había visto. Los bocetos ofrecidos a los estudiantes no siempre les permiten comprender la imagen completa, y pocos podrían imaginar el diseño real de, por ejemplo, una turbina de vapor, mirando sólo las imágenes de un libro.

Esta página está destinada a llenar el vacío existente y proporcionar a todos los interesados, aunque no demasiado detallada, pero al menos información visual sobre cómo funciona el equipo de la Planta Central Heat-Electro (CHP) "desde adentro". El artículo analiza un tipo bastante nuevo de unidad de energía PGU-450 para Rusia, que utiliza un ciclo mixto: vapor-gas en su funcionamiento (la mayoría de las centrales térmicas actualmente utilizan solo el ciclo de vapor).

La ventaja de esta página es que las fotografías presentadas en ella fueron tomadas en el momento de la construcción de la unidad de potencia, lo que permitió fotografiar el dispositivo de algunos Equipo tecnológico en forma desmontada. En mi opinión, esta página será de gran utilidad para los estudiantes de especialidades energéticas, para comprender la esencia de los temas que se estudian, así como para los profesores, para utilizar fotografías individuales como material didáctico.

La fuente de energía para el funcionamiento de esta unidad de energía es el gas natural. Cuando el gas se quema, se libera energía térmica, que luego se utiliza para operar todos los equipos de la unidad de potencia.

En total, en el circuito de la unidad de potencia funcionan tres máquinas de energía: dos turbinas de gas y una turbina de vapor. Cada una de las tres máquinas está diseñada para una potencia eléctrica nominal de 150 MW.

Las turbinas de gas funcionan de manera similar a los motores a reacción.

Las turbinas de gas requieren dos componentes para funcionar: gas y aire. El aire de la calle entra por tomas de aire. Las tomas de aire están cubiertas con rejillas para proteger la instalación de la turbina de gas de pájaros y posibles residuos. También tienen instalado un sistema antihielo que evita que el hielo se congele en invierno.

El aire ingresa a la entrada del compresor de una unidad de turbina de gas (tipo axial). Posteriormente, comprimido, ingresa a las cámaras de combustión, donde, además de aire, se suministra gas natural. En total, cada unidad de turbina de gas tiene dos cámaras de combustión. Están ubicados a los lados. En la primera foto de abajo, el conducto de aire aún no está montado y la cámara de combustión izquierda está cubierta con una película de celofán; en la segunda, ya se ha montado una plataforma alrededor de las cámaras de combustión y se ha instalado un generador eléctrico:

Cada cámara de combustión dispone de 8 quemadores de gas:

En las cámaras de combustión se produce el proceso de combustión de la mezcla gas-aire y la liberación de energía térmica. Así se ven las cámaras de combustión “desde dentro”, justo donde la llama arde continuamente. Las paredes de las cámaras están revestidas con revestimiento ignífugo:

En la parte inferior de la cámara de combustión hay una pequeña ventana de visualización que permite observar los procesos que ocurren en la cámara de combustión. El siguiente video muestra el proceso de combustión de la mezcla gas-aire en la cámara de combustión de una turbina de gas en el momento de su arranque y cuando funciona al 30% de la potencia nominal:

El compresor de aire y la turbina de gas comparten el mismo eje y parte del par de la turbina se utiliza para impulsar el compresor.

La turbina produce más trabajo del necesario para accionar el compresor y el exceso de este trabajo se utiliza para impulsar la "carga útil". Como carga se utiliza un generador eléctrico con una potencia eléctrica de 150 MW; es en él donde se genera la electricidad. En la foto de abajo, el “granero gris” es precisamente el generador eléctrico. El generador eléctrico también está ubicado en el mismo eje que el compresor y la turbina. Todo gira junto a una frecuencia de 3000 rpm.

Al pasar por una turbina de gas, los productos de la combustión le ceden parte de su energía térmica, pero no toda la energía de los productos de la combustión se utiliza para hacer girar la turbina de gas. Una parte importante de esta energía no puede ser utilizada por la turbina de gas, por lo que los productos de combustión en la salida de la turbina de gas (gases de escape) todavía transportan mucho calor (la temperatura de los gases en la salida de la turbina de gas es de aproximadamente 500 °C).° CON). En los motores de los aviones, este calor se libera al medio ambiente de forma desperdiciada, pero en la unidad de potencia considerada se utiliza aún más: en el ciclo de energía de vapor.Para ello, los gases de escape de la salida de la turbina de gas se "soplan" desde abajo hacia el llamado. "calderas de recuperación": una para cada turbina de gas. Dos turbinas de gas - dos calderas de calor residual.

Cada una de estas calderas es una estructura de varios pisos de altura.

Estas calderas utilizan la energía térmica de los gases de escape de las turbinas de gas para calentar agua y convertirla en vapor. Posteriormente, este vapor se utiliza para operar en una turbina de vapor, pero hablaremos de eso más adelante.

Para calentarse y evaporarse, el agua pasa dentro de tubos con un diámetro de aproximadamente 30 mm, ubicados horizontalmente, y los gases de escape de la turbina de gas “lavan” estos tubos desde el exterior. Así es como se transfiere el calor de los gases al agua (vapor):

Habiendo dado la mayor parte de la energía térmica al vapor y al agua, los gases de escape van a la parte superior de la caldera de calor residual y se eliminan a través de una chimenea a través del techo del taller:

En el exterior del edificio, las chimeneas de dos calderas de calor residual convergen en una chimenea vertical:

Las siguientes fotografías permiten estimar el tamaño de las chimeneas. La primera foto muestra una de las “esquinas” con la que se conectan las chimeneas de las calderas de calor residual al tronco vertical de la chimenea, las fotos restantes muestran el proceso de instalación de la chimenea.

Pero volvamos al diseño de las calderas de calor residual. Los tubos a través de los cuales pasa el agua dentro de las calderas se dividen en muchas secciones: haces de tubos, que forman varias secciones:

1. Sección del economizador (que en esta unidad de potencia tiene un nombre especial: calentador de condensado de gas - GPC);

2. Sección de evaporación;

3. Sección de sobrecalentamiento de vapor.

La sección del economizador sirve para calentar agua desde una temperatura de aproximadamente 40°Ca una temperatura cercana al punto de ebullición. Después de esto, el agua ingresa al desaireador, un recipiente de acero, donde los parámetros del agua se mantienen de modo que los gases disueltos en ella comiencen a liberarse intensamente. Los gases se acumulan en la parte superior del tanque y se liberan a la atmósfera. La eliminación de gases, especialmente oxígeno, es necesaria para evitar la rápida corrosión de los equipos de proceso con los que nuestra agua entra en contacto.

Después de pasar por el desaireador, el agua adquiere el nombre de “agua de alimentación” y entra por la entrada de las bombas de alimentación. Así lucían las bombas de alimentación cuando recién fueron traídas a la estación (hay 3 en total):

Las bombas de alimentación funcionan eléctricamente (los motores asíncronos funcionan con una tensión de 6 kV y tienen una potencia de 1,3 MW). Entre la propia bomba y el motor eléctrico hay un acoplamiento hidráulico - unidad,permitiéndole cambiar suavemente la velocidad del eje de la bomba en un amplio rango.

El principio de funcionamiento del acoplamiento hidráulico es similar al principio de funcionamiento del acoplamiento hidráulico en las transmisiones automáticas de automóviles.

En el interior hay dos ruedas con palas, una "asentada" en el eje del motor eléctrico y la segunda en el eje de la bomba. El espacio entre las ruedas se puede llenar con aceite en diferentes niveles. La primera rueda, girada por el motor, crea un flujo de aceite que "impacta" las palas de la segunda rueda, haciéndola girar. Cuanto más aceite se vierta entre las ruedas, mejor será el "agarre" que tendrán los ejes entre sí y más potencia mecánica se transmitirá a través del acoplamiento hidráulico a la bomba de alimentación.

El nivel de aceite entre las ruedas se cambia mediante el llamado. un "tubo de pala" que bombea aceite desde el espacio entre las ruedas. La posición del tubo de recogida se ajusta mediante un actuador especial.

La bomba de alimentación en sí es centrífuga y multietapa. Tenga en cuenta que esta bomba desarrolla toda la presión de vapor de la turbina de vapor e incluso la supera (en la cantidad de resistencia hidráulica del resto de la caldera de calor residual, resistencia hidráulica de tuberías y accesorios).

No fue posible ver el diseño de los impulsores de la nueva bomba de alimentación (ya que ya estaba ensamblada), pero en el territorio de la estación se encontraron partes de una antigua bomba de alimentación de diseño similar. La bomba consta de ruedas centrífugas que giran alternadamente y discos guía fijos.

Disco guía fijo:

Impulsores:

Desde la salida de las bombas de alimentación, el agua de alimentación se suministra a la denominada. "separadores de tambor": recipientes horizontales de acero diseñados para separar agua y vapor:

Cada caldera de recuperación dispone de dos tambores separadores (4 en total por unidad de potencia). Junto con los tubos de las secciones de evaporación dentro de las calderas de calor residual, forman circuitos de circulación para la mezcla de vapor y agua. Funciona de la siguiente manera.

El agua con una temperatura cercana al punto de ebullición ingresa a los tubos de las secciones de evaporación, fluyendo a través de los cuales se calienta hasta el punto de ebullición y luego se convierte parcialmente en vapor. A la salida de la sección de evaporación tenemos una mezcla de vapor-agua, que ingresa a los tambores separadores. Dentro de los tambores separadores se montan dispositivos especiales.

Que ayudan a separar el vapor del agua. Luego, el vapor se suministra a la sección de sobrecalentamiento, donde su temperatura aumenta aún más, y el agua separada en el tambor separador (separada) se mezcla con el agua de alimentación y nuevamente ingresa a la sección de evaporación de la caldera de calor residual.

Después de la sección de sobrecalentamiento de vapor, el vapor de una caldera de calor residual se mezcla con el mismo vapor de la segunda caldera de calor residual y se suministra a la turbina. Su temperatura es tan alta que las tuberías por las que pasa, si se les quita el aislamiento térmico, brillan en la oscuridad con un resplandor rojo oscuro. Y ahora este vapor se suministra a una turbina de vapor para ceder parte de su energía térmica y realizar un trabajo útil.

Una turbina de vapor tiene 2 cilindros: un cilindro de alta presión y un cilindro de baja presión. El cilindro de baja presión es de doble flujo. En él, el vapor se divide en 2 corrientes que funcionan en paralelo. Los cilindros contienen rotores de turbina. Cada rotor, a su vez, consta de etapas: discos con palas. Al “golpear” las palas, el vapor hace que los rotores giren. La foto de abajo refleja diseño general turbina de vapor: más cerca de nosotros hay un rotor de alta presión, más lejos de nosotros hay un rotor de baja presión de doble flujo

Así es como se veía el rotor de baja presión cuando recién lo sacaron del embalaje de fábrica. Tenga en cuenta que sólo tiene 4 pasos (no 8):

Aquí hay una mirada más cercana al rotor de alta presión. Tiene 20 escalones. También preste atención a la enorme carcasa de acero de la turbina, que consta de dos mitades: la inferior y la superior (en la foto solo se muestra la inferior), y los pernos con los que estas mitades están conectadas entre sí. Para que la carcasa se caliente más rápido durante el arranque, pero al mismo tiempo de manera más uniforme, se utiliza un sistema de calentamiento de vapor para "bridas y pernos". ¿Ves un canal especial alrededor de los pernos? Es a través de él que pasa una corriente especial de vapor para calentar la carcasa de la turbina durante su arranque.

Para que el vapor “golpee” las palas del rotor y las obligue a girar, primero es necesario dirigir y acelerar este vapor en la dirección deseada. Para ello se crea el llamado rejillas de boquilla: secciones fijas con palas fijas, colocadas entre los discos del rotor giratorio. Las rejillas de las boquillas NO giran, NO son móviles y sirven únicamente para dirigir y acelerar el vapor en la dirección deseada. En la foto de abajo, el vapor pasa "desde detrás de estas palas hacia nosotros" y "gira" alrededor del eje de la turbina en sentido antihorario. Además, al "golpear" las palas giratorias de los discos del rotor, que se encuentran inmediatamente detrás de la rejilla de la boquilla, el vapor transfiere su "rotación" al rotor de la turbina.

En la foto de abajo puedes ver partes de las rejillas de las boquillas preparadas para la instalación.

Y en estas fotografías - la parte de abajo Carcasa de la turbina con las mitades de las rejillas de toberas ya instaladas en ella:

Después de eso, se "coloca" el rotor en la carcasa, se montan las mitades superiores de las rejillas de las boquillas, luego la parte superior de la carcasa, luego varias tuberías, aislamiento térmico y carcasa:

Después de pasar por la turbina, el vapor ingresa a los condensadores. Esta turbina tiene dos condensadores, según el número de flujos en el cilindro de baja presión. Mira la foto de abajo. Muestra claramente la parte inferior de la carcasa de la turbina de vapor. Observe las partes rectangulares de la carcasa del cilindro de baja presión, cubiertas con paneles de madera en la parte superior. Se trata de escapes de turbinas de vapor y entradas de condensadores.

Cuando la carcasa de la turbina de vapor está completamente ensamblada, se forma un espacio en las salidas del cilindro de baja presión, cuya presión durante el funcionamiento de la turbina de vapor es aproximadamente 20 veces menor que la presión atmosférica, por lo que la carcasa del cilindro de baja presión está diseñado no para resistir la presión desde el interior, sino para resistir la presión desde el exterior, es decir, e. presión atmosférica aire. Los propios condensadores están ubicados debajo del cilindro de baja presión. En la foto de abajo, se trata de contenedores rectangulares con dos trampillas en cada uno.

El condensador está diseñado de forma similar a una caldera de recuperación de calor. En su interior hay muchos tubos con un diámetro de aproximadamente 30 mm. Si abrimos una de las dos trampillas de cada condensador y miramos en su interior veremos "chapas de tubos":

A través de estos tubos fluye agua de refrigeración, llamada agua de proceso. El vapor del escape de una turbina de vapor termina en el espacio entre los tubos fuera de ellos (detrás de la placa de tubos en la foto de arriba) y, cediendo calor residual al agua de proceso a través de las paredes de los tubos, se condensa en su superficie. . El condensado de vapor fluye hacia abajo, se acumula en los colectores de condensado (en la parte inferior de los condensadores) y luego ingresa a la entrada de las bombas de condensado. Cada bomba de condensado (hay 5 en total) es accionada por un motor eléctrico asíncrono trifásico diseñado para una tensión de 6 kV.

Desde la salida de las bombas de condensado, el agua (condensado) ingresa nuevamente a la entrada de las secciones economizadoras de las calderas de calor residual y, por lo tanto, se cierra el ciclo de energía del vapor. Todo el sistema está casi sellado y el agua, que es el fluido de trabajo, se convierte repetidamente en vapor en las calderas de calor residual, en forma de vapor trabaja en la turbina para volver a convertirse en agua en los condensadores de la turbina, etc.

Esta agua (en forma de agua o vapor) está constantemente en contacto con las partes internas del equipo de proceso, y para no causar corrosión y desgaste rápidos, se prepara químicamente de una manera especial.

Pero volvamos a los condensadores de las turbinas de vapor.

El agua de proceso, calentada en los tubos de los condensadores de las turbinas de vapor, se extrae del taller a través de tuberías subterráneas de suministro de agua de proceso y se suministra a las torres de refrigeración, para liberar el calor extraído del vapor de la turbina a la atmósfera circundante. Las fotografías a continuación muestran el diseño de la torre de enfriamiento construida para nuestra unidad de energía. El principio de funcionamiento se basa en la pulverización de agua técnica tibia dentro de la torre de enfriamiento mediante dispositivos de ducha (de la palabra "ducha"). Gotas de agua caen y ceden su calor al aire dentro de la torre de enfriamiento. El aire caliente sube y en su lugar llega aire frío de la calle desde debajo de la torre de refrigeración.

Así luce la torre de enfriamiento en su base. Es a través del “espacio” en la parte inferior de la torre de enfriamiento por donde entra aire frío para enfriar el agua de proceso.

En la parte inferior de la torre de enfriamiento hay un depósito de drenaje donde las gotas de agua de proceso liberadas por los dispositivos de ducha caen, se acumulan y ceden su calor al aire. Sobre la piscina hay un sistema de tuberías de distribución a través de las cuales se suministra agua caliente de proceso a los dispositivos de ducha.

El espacio encima y debajo de los dispositivos de ducha se rellena con un acolchado especial hecho de persianas de plástico. Las rejillas inferiores están diseñadas para distribuir más uniformemente la "lluvia" sobre el área de la torre de enfriamiento, y las rejillas superiores están diseñadas para atrapar pequeñas gotas de agua y evitar el arrastre excesivo de agua de proceso junto con el aire a través de la parte superior de la torre. Torre de enfriamiento. Sin embargo, en el momento en que se tomaron las fotografías presentadas, las persianas de plástico aún no habían sido instaladas.

Bo" La mayor parte de la torre de refrigeración no está llena de nada y está destinada únicamente a crear corrientes de aire (el aire caliente sube hacia arriba). Si nos situamos encima de las tuberías de distribución, veremos que arriba no hay nada y el resto de la torre de refrigeración está vacía.

El siguiente vídeo transmite las impresiones de estar dentro de la torre de enfriamiento.

En el momento en que se tomaron las fotografías de esta página, la torre de enfriamiento construida para la nueva unidad de potencia aún no estaba operativa. Sin embargo, en el territorio de esta central térmica había otras torres de enfriamiento en funcionamiento, lo que permitió capturar una torre de enfriamiento similar en funcionamiento. Las rejillas de acero en la parte inferior de la torre de enfriamiento están diseñadas para regular el flujo de aire frío y evitar el sobreenfriamiento del agua de proceso en invierno.

El agua de proceso, enfriada y recogida en el depósito de la torre de refrigeración, se suministra nuevamente a la entrada de los tubos del condensador de la turbina de vapor para extraer una nueva porción de calor del vapor, etc. Además, se utiliza agua de proceso. para enfriar otros equipos de proceso, por ejemplo, generadores eléctricos.

El siguiente vídeo muestra cómo se enfría el agua de proceso en una torre de enfriamiento.

Dado que el agua de proceso está en contacto directo con el aire circundante, ingresa polvo, arena, hierba y otra suciedad. Por tanto, a la entrada de esta agua al taller, en la tubería de entrada de agua técnica, se instala un filtro autolimpiante. Este filtro consta de varias secciones montadas sobre una rueda giratoria. De vez en cuando se organiza un flujo inverso de agua por una de las secciones para lavarlo. Luego gira la rueda con las secciones y comienza el lavado de la siguiente sección, etc.

Así es como se ve este filtro autolimpiante desde el interior de la tubería de agua de servicio:

Y esto es desde fuera (el motor de accionamiento aún no está montado):

Aquí conviene hacer una digresión y decir que la instalación de todos los equipos tecnológicos en el taller de turbinas se realiza mediante dos puentes grúa. Cada grúa tiene tres cabrestantes separados diseñados para manejar cargas de diferentes pesos.

Ahora me gustaría hablar un poco sobre la parte eléctrica de esta unidad de potencia.

La electricidad se genera mediante tres generadores eléctricos impulsados ​​por dos turbinas de gas y una de vapor. Parte del equipo para la instalación de la unidad de potencia fue transportado por carretera y parte por ferrocarril. Directamente hasta el taller de turbinas se instaló un ferrocarril por el que se transportaron equipos de gran tamaño durante la construcción de la unidad de potencia.

La foto de abajo muestra el proceso de entrega del estator de uno de los generadores eléctricos. Permítanme recordarles que cada generador eléctrico tiene una potencia eléctrica nominal de 150 MW. Tenga en cuenta que la plataforma ferroviaria sobre la que se transportó el estator del generador tiene 16 ejes (32 ruedas).

El ferrocarril tiene un ligero redondeo en la entrada al taller, y dado que las ruedas de cada par de ruedas están fijadas rígidamente sobre sus ejes, al circular por un tramo redondeado del ferrocarril, una de las ruedas de cada par de ruedas se ve obligada a deslizamiento (ya que los rieles tienen diferentes longitudes). El siguiente vídeo muestra cómo sucedió esto cuando la plataforma con el estator de un generador eléctrico estaba en movimiento. Presta atención a cómo la arena rebota sobre las traviesas mientras las ruedas se deslizan por los rieles.

Debido a su gran masa, la instalación de los estatores de los generadores eléctricos se realizó mediante ambos puentes grúa:

La siguiente foto muestra la vista interna del estator de uno de los generadores eléctricos:

Y así se realizó la instalación de los rotores del generador eléctrico:

La tensión de salida de los generadores es de unos 20 kV. Corriente de salida: miles de amperios. Esta electricidad se retira del taller de turbinas y se suministra a transformadores elevadores ubicados fuera del edificio. Para transferir electricidad de los generadores eléctricos a los transformadores elevadores se utilizan los siguientes cables eléctricos (la corriente fluye a través de un tubo central de aluminio):

Para medir la corriente en estos “cables” se utilizan los siguientes transformadores de corriente (en la tercera foto de arriba, el mismo transformador de corriente está verticalmente):

La foto de abajo muestra uno de los transformadores elevadores. Tensión de salida - 220 kV. Desde sus salidas, la electricidad se suministra a la red eléctrica.

Además de energía eléctrica, la cogeneración también produce energía térmica que se utiliza para la calefacción y el suministro de agua caliente a las zonas cercanas. Para ello, la extracción de vapor se realiza en la turbina de vapor, es decir, parte del vapor se extrae de la turbina antes de llegar al condensador. Este vapor todavía bastante caliente ingresa a los calentadores de red. Un calentador de red es un intercambiador de calor. Tiene un diseño muy similar al de un condensador de turbina de vapor. La diferencia es que por los tubos no fluye agua de proceso, sino agua de red. Hay dos calentadores de red en la unidad de potencia. Miremos de nuevo la foto con los condensadores de la vieja turbina. Los contenedores rectangulares son condensadores y los "redondos" son precisamente calentadores de red. Permítanme recordarles que todo esto se encuentra debajo de la turbina de vapor.

El agua de la red calentada en los tubos de los calentadores de la red se suministra a través de tuberías subterráneas de agua de la red a la red de calefacción. Una vez calentados los edificios en las zonas situadas alrededor de la central térmica y cediéndoles su calor, el agua de la red regresa a la estación para ser calentada nuevamente en calentadores de red, etc.

El funcionamiento de toda la unidad de potencia está controlado por el sistema automatizado de control de procesos "Ovación" de la corporación estadounidense "Emerson".

Y así es como se ve el entresuelo de cables, ubicado debajo de la sala del sistema de control automatizado de procesos. A través de estos cables, el sistema de control de procesos automatizado recibe señales de muchos sensores y también envía señales a los actuadores.

Gracias por visitar esta pagina!

¿Cuáles son las razones de la introducción de unidades CCGT en Rusia? ¿Por qué esta decisión es difícil pero necesaria?

¿Por qué empezaron a construir plantas CCGT?

El mercado descentralizado de producción de electricidad y calor exige que las empresas energéticas aumenten la competitividad de sus productos. Lo principal para ellos es minimizar el riesgo de la inversión y los resultados reales que se pueden obtener con el uso de esta tecnología.

La abolición de la regulación estatal en el mercado de la electricidad y el calor, que se convertirá en un producto comercial, conducirá a una mayor competencia entre sus productores. Por lo tanto, en el futuro sólo las centrales eléctricas fiables y altamente rentables podrán proporcionar inversiones de capital adicionales para nuevos proyectos.

Criterios de selección de CCGT

La elección de un tipo de CCGT u otro depende de muchos factores. Uno de los criterios más importantes en la ejecución de un proyecto es su rentabilidad económica y seguridad.

El análisis del mercado existente de centrales eléctricas muestra una gran necesidad de centrales eléctricas económicas, fiables y altamente eficientes. El diseño modular y personalizado realizado de acuerdo con este concepto hace que la instalación se adapte fácilmente a cualquier condición local y requisitos específicos del cliente.

Estos productos satisfacen a más del 70% de los clientes. Estas condiciones corresponden en gran medida a las instalaciones GT y SG-CHP del tipo de utilización (binaria).

Estancamiento energético

Un análisis del sector energético ruso realizado por varios institutos académicos muestra que ya hoy la industria eléctrica rusa está perdiendo prácticamente entre 3 y 4 GW de su capacidad al año. Como resultado, para 2005, el volumen de equipos que han agotado sus recursos físicos ascenderá, según RAO UES de Rusia, al 38% de la capacidad total, y para 2010 esta cifra ya será de 108 millones de kW (46%). .

Si los acontecimientos se desarrollan exactamente de acuerdo con este escenario, la mayoría de las unidades de potencia, debido al envejecimiento, entrarán en la zona de riesgo de accidentes graves en los próximos años. El problema del reequipamiento técnico de todo tipo de centrales eléctricas existentes se ve agravado por el hecho de que incluso algunas de las unidades de energía relativamente "jóvenes" de 500 a 800 MW han agotado la vida útil de sus componentes principales y requieren importantes trabajos de restauración.

Lea también: La importancia del capital a la hora de diseñar una central de ciclo combinado

La reconstrucción de centrales eléctricas es más fácil y económica

Extender la vida útil de las plantas reemplazando grandes componentes del equipo principal (rotores de turbinas, superficies de calentamiento de calderas, tuberías de vapor) es, por supuesto, mucho más económico que construir nuevas centrales eléctricas.

A menudo resulta conveniente y rentable para las centrales eléctricas y las plantas de fabricación sustituir el equipo por algo similar al que se está desmantelando. Sin embargo, esto no aprovecha la oportunidad de aumentar significativamente la economía de combustible y no reduce la contaminación. ambiente, no se utilizan medios modernos de sistemas automatizados de equipos nuevos, los costos de operación y reparación aumentan.

Baja eficiencia de las centrales eléctricas.

Rusia está entrando gradualmente en el mercado energético europeo y se unirá a la OMC, pero al mismo tiempo, durante muchos años nos hemos mantenido extremadamente nivel bajo Eficiencia térmica de la industria eléctrica. Nivel promedio El factor de eficiencia de las centrales eléctricas cuando funcionan en modo de condensación es del 25%. Esto significa que si el precio del combustible sube al nivel mundial, el precio de la electricidad en nuestro país inevitablemente será entre una y media y dos veces mayor que el mundial, lo que afectará a otros bienes. Por lo tanto, la reconstrucción de unidades de energía y centrales térmicas debe llevarse a cabo de manera que los nuevos equipos introducidos y los componentes individuales de las centrales eléctricas estén al nivel del mundo moderno.

La industria energética apuesta por las tecnologías de ciclo combinado de gas

Ahora, a pesar de las dificultades situación financiera, en las oficinas de diseño de los institutos de ingeniería energética y de investigación de motores de aviación se ha reanudado el desarrollo de nuevos sistemas de equipamiento para centrales térmicas. En particular, estamos hablando acerca de sobre la creación de centrales eléctricas de ciclo combinado de condensación con una eficiencia de hasta el 54-60%.

Las evaluaciones económicas realizadas por varias organizaciones nacionales indican que existe una oportunidad real de reducir los costos de producción de electricidad en Rusia si se construyen tales centrales.

Incluso las turbinas de gas simples serán más eficientes en términos de eficiencia.

En las centrales térmicas no es necesario utilizar universalmente unidades CCGT del mismo tipo que PGU-325 y PGU-450. Las soluciones de circuitos pueden variar dependiendo de condiciones específicas, en particular, de la relación entre cargas térmicas y eléctricas.

Lea también: Cómo elegir una unidad de turbina de gas para una estación con una unidad CCGT

En el caso más simple, cuando se utiliza el calor de los gases de escape en una turbina de gas para el suministro de calor o la producción de vapor de proceso, la eficiencia eléctrica de una central térmica con unidades de turbina de gas modernas alcanzará el nivel del 35%, que también es significativamente superiores a los que existen actualmente. Acerca de las diferencias entre la eficiencia de las plantas de turbinas de gas y las plantas de turbinas de vapor: lea el artículo En qué se diferencian la eficiencia de las plantas de turbinas de gas y la eficiencia de las plantas de turbinas de gas de ciclo combinado para las centrales eléctricas nacionales y extranjeras.

El uso de turbinas de gas en centrales térmicas puede ser muy amplio. Actualmente, alrededor de 300 turbinas de vapor de centrales térmicas con una capacidad de 50 a 120 MW funcionan con vapor de calderas que queman el 90 por ciento o más. gas natural. En principio, todos ellos son candidatos para el reequipamiento técnico mediante turbinas de gas con una potencia unitaria de 60-150 MW.

Dificultades con la implementación de unidades de turbina de gas y unidades de turbina de gas de ciclo combinado.

Sin embargo, el proceso de implantación industrial de unidades de turbina de gas y unidades de turbina de gas de ciclo combinado en nuestro país avanza con extrema lentitud. La razón principal son las dificultades de inversión asociadas con la necesidad de realizar inversiones financieras bastante importantes en el menor tiempo posible.

Otra circunstancia limitante está relacionada con la virtual ausencia en el surtido de los fabricantes nacionales de turbinas de gas de energía pura que hayan sido probadas en funcionamiento a gran escala. Como prototipos de este tipo de turbinas de gas se pueden tomar turbinas de gas de nueva generación.

CCGT binaria sin regeneración

Las unidades binarias CCGT tienen una cierta ventaja, ya que son las más baratas y fiables en su funcionamiento. La parte de vapor de las unidades CCGT binarias es muy sencilla, ya que la regeneración de vapor no es rentable y no se utiliza. La temperatura del vapor sobrecalentado es entre 20 y 50 °C más baja que la temperatura de los gases de escape en la turbina de gas. Actualmente, ha alcanzado el nivel energético estándar de 535-565 °C. La presión del vapor fresco se selecciona para garantizar una humedad aceptable en las etapas finales, cuyas condiciones de funcionamiento y tamaños de aspas son aproximadamente los mismos que en las turbinas de vapor de alta potencia.

La influencia de la presión del vapor en la eficiencia de las unidades CCGT.

Por supuesto, se tienen en cuenta factores económicos y de costes, ya que la presión del vapor tiene poco efecto sobre la eficiencia térmica de la unidad CCGT. Para reducir la presión de temperatura entre los gases y el medio vapor-agua y aprovechar mejor el calor de los gases eliminados en la planta de turbina de gas con menores pérdidas termodinámicas, la evaporación del agua de alimentación se organiza en dos o tres niveles de presión. El vapor generado a bajas presiones se mezcla en puntos intermedios del recorrido del flujo de la turbina. También se realiza un sobrecalentamiento intermedio del vapor.

Lea también: Selección del ciclo de una central de ciclo combinado y diagrama de circuito de una unidad CCGT.

Influencia de la temperatura de los gases de combustión en la eficiencia de una planta CCGT

Con un aumento en la temperatura de los gases en la entrada y salida de la turbina, aumentan los parámetros del vapor y la eficiencia de la parte de vapor del ciclo GTU, lo que contribuye a un aumento general en la eficiencia del CCGT.

La elección de direcciones específicas para la creación, mejora y producción a gran escala de máquinas energéticas debe decidirse teniendo en cuenta no sólo la perfección termodinámica, sino también el atractivo de inversión de los proyectos. El atractivo de inversión de los proyectos técnicos y de producción rusos para los inversores potenciales es el aspecto más importante y el problema más apremiante, cuya solución determina en gran medida la reactivación de la economía rusa.

(Visitado 3.318 veces, 4 visitas hoy)