Prüfung

Elektrische Stationen

1 allgemeine Charakteristiken Kraftwerke

2.1 Kondensation Wärmekraftwerke(IES)

2.3 Wasserkraftwerke

2.5 Gasturbinenkraftwerke (GTPP)

2.6 Pumpspeicherkraftwerke (PSPPs)

3.1 Kraftstofftransport

3.3 Stromquellen für den Hilfsbedarf von Kraftwerken

1 Allgemeine Eigenschaften von Kraftwerken

Ein Elektrizitätswerk ist ein Industriebetrieb, der elektrische Energie erzeugt und in manchen Fällen auch Wärmeenergie basierend auf der KonvertierungPrimärenergieressourcen.

Abhängig von der Art der natürlichen Energiequellen (feste Brennstoffe, flüssige, gasförmige, nukleare, Wasserenergie) werden Kraftwerke in thermische (Wärmekraftwerke), hydraulische (Wasserkraftwerke) und Kernkraftwerke (Kernkraftwerke) unterteilt bei denen gleichzeitig mit elektrischer Energie auch thermische Energie erzeugt wird, nennt man Blockheizkraftwerke (KWK).

Für jeden Stationstyp wird ein eigenes technologisches Schema zur Umwandlung von Primärenergie in Strom und für Wärmekraftwerke in Wärme entwickelt. Das technologische Schema charakterisiert den Ablauf des Prozesses der Erzeugung elektrischer und thermischer Energie und der Ausstattung des Umwandlungsprozesses mit Grundgeräten (Dampfkessel, Kernreaktoren, Dampf- oder Wasserturbinen, elektrische Generatoren) sowie verschiedenen Hilfsgeräten und sorgt für eine hohe Grad der Mechanisierung und Automatisierung des Prozesses. Die Geräte befinden sich in speziellen Gebäuden, im Freigelände oder unter der Erde. Die Einheiten sind sowohl im thermischen als auch im elektrischen Teil miteinander verbunden. Diese Zusammenhänge spiegeln sich entsprechend in technologischen, thermischen und elektrischen Diagrammen wider. Darüber hinaus sorgen die Stationen für zahlreiche Kommunikationen von Sekundärgeräten, Steuerungssystemen, Schutz und Automatisierung, Blockierung, Alarmsystemen usw.

Beteiligung verschiedener Kraftwerke an der Erzeugung elektrischer Energie:

• TPP (kombiniertes CPP und KWK) ca. 65-67 %;
• Wasserkraftwerkeca. 13-15%;
• NPPungefähr 10-12%
• andere Kraftwerkstypen 6-8 %.

Unter dem Energiesystem versteht maneine Reihe von Kraftwerken, elektrischen und thermischen Netzen, die durch einen Gleichtakt im kontinuierlichen Prozess der Erzeugung, Umwandlung und Verteilung von elektrischer Energie und Wärme miteinander verbunden und verbunden sind allgemeine Geschäftsführung dieser Modus (GOST 21027-75).

Das Energiesystem lässt sich grob durch das folgende Blockdiagramm darstellen (Abbildung 1.1):

Abbildung 1Strukturdiagramm des Energiesystems.

In einem Energiesystem arbeiten alle Kraftwerke im elektrischen Teil parallel, d. h. in ein gemeinsames elektrisches System integriert. Separate Kraftwerke arbeiten thermisch getrennt und bilden so autonome Wärmenetze.

Die Integration einzelner Kraftwerke in ein gemeinsames Energiesystem einer Region bietet erhebliche technische und wirtschaftliche Vorteile:

Erhöht die Zuverlässigkeit und Effizienz der Stromversorgung;

Ermöglicht eine solche Lastverteilung zwischen den Stationen, dass die wirtschaftlichste Stromerzeugung für das Gesamtsystem bei bestmöglicher Nutzung der Energieressourcen des Gebiets (Brennstoff, Wasserenergie) erreicht wird;

Verbessert die Stromqualität, d.h. sorgt für konstante Frequenz und Spannung, da Lastschwankungen wahrgenommen werden Große anzahl Einheiten;

Wenn mehrere Stationen parallel betrieben werden, ist es nicht erforderlich, an jeder Station Backup-Einheiten zu installieren, sondern es reicht aus, über eine gemeinsame Leistungsreserve für das gesamte Stromnetz zu verfügen, deren Wert normalerweise etwa 1012 % der Leistung des Systems beträgt Einheiten, jedoch nicht weniger als die Leistung der größten an den Stationen des Systems installierten Einheit (im Falle einer Notabschaltung oder einer geplanten Reparatur dieser Einheit);

Die Energieressourcen werden vollständiger genutzt, da der Spitzenteil des Stromnetzlastplans durch hydraulische Kraftwerke und der Basisteil durch thermische Kraftwerke abgedeckt werden kann, um deren Leistung während der Spitzenlaststunden zu erhöhen, muss zusätzlicher Brennstoff aufgewendet werden;

Die Effizienz der Stromerzeugung steigt, da es zunächst einmal möglich ist, die Leistung sparsamerer Kraftwerke mit geringerem Brennstoffverbrauch zur Erzeugung von 1 kWh Strom zu steigern;

Ermöglicht die Erhöhung der Einheitenkapazität von Einheiten mit den besten technischen und wirtschaftlichen Indikatoren;

Ermöglicht die Reduzierung des Reparaturpersonals durch Konzentration der Geräteleistung, Zentralisierung von Reparaturen und Automatisierung Herstellungsprozesse.

Zu den Nachteilen der Energie Es wird davon ausgegangen, dass es sich bei Systemen eher um einen falschen Relaisschutz handelt , Automatisierung und Modussteuerung.

2 Technologischer Modus der wichtigsten Kraftwerkstypen

2.1 Brennwertkraftwerke (BHKW).

Figur 2 Technologisches Diagramm von IES

IES produziert ausschließlich elektrische Energie. Das grundlegende technologische Diagramm des IES ist in Abbildung 2 dargestellt.

Zum Dampferzeuger 4 (Kessel) Brennstoff wird von geliefertWerkstätten für den Transport und die Vorbereitung 1 . Im Dampferzeuger mit Gebläseventilatoren 2 erwärmte Luft und Speisewasser werden über Förderpumpen zugeführt 16. Die bei der Brennstoffverbrennung entstehenden Gase werden durch einen Rauchabzug aus dem Kessel abgesaugt. 3 und werden über einen Schornstein (100-250 m hoch) in die Atmosphäre abgegeben. Frischdampf vom Kessel wird der Dampfturbine zugeführt 5, Dabei verrichtet es über eine Reihe von Stufen mechanische Arbeit und dreht die Turbine und den damit fest verbundenen Generatorrotor 6 . Der Abdampf gelangt in den Kondensator 9 (Wärmetauscher); hier kondensiert es aufgrund des Durchgangs einer erheblichen Kältemenge (5-20).Ö C) Umwälzwasserversorgung durch Umwälzpumpen 10 aus einer Kaltwasserquelle 11 . Kaltwasserquellen können ein Fluss, ein See, ein künstlicher Stausee sowie spezielle Anlagen mit Kühltürmen (Kühltürmen) oder Sprühbecken sein. Luft, die durch Nichtdichte in den Kondensator eindringt, wird mit einem Ejektor entfernt 12. Kondensatbildung im Kondensator mittels Kondensatpumpen 13 in den Entgaser eingespeist 14 , Es dient dazu, Gase aus dem Speisewasser zu entfernen, vor allem Sauerstoff, der zu erhöhter Korrosion der Kesselrohre führt. Der Entgaser wird zusätzlich mit Wasser aus einer chemischen Wasseraufbereitungsanlage versorgt. 15 (HOV). Nach dem Entgaser wird Speisewasser über eine Speisepumpe zugeführt 16 zum Kessel. 17 Ascheentfernung.

Das Durchleiten des Großteils des Dampfes durch den Kondensator führt dazu

60-70 % der vom Kessel erzeugten Wärmeenergie werden nutzlos vom zirkulierenden Wasser abgeführt.

Von einem Generator erzeugte elektrische Energie 6, durch Der Kommunikationstransformator wird dem Netzwerk (35-220 kV) zugeführt. Elektrische Energie bereitzustellen technologischer Prozess Die Station erhält ihren Eigenbedarf über Transformatoren 8 . Die Stromversorgung erfolgt über das Generatorspannungsnetz oder über ein externes Netz. Die erzeugte elektrische Energie wird über einen Kommunikationstransformator an das externe Netzwerk übertragen 7 .

Die Funktionen von IES sind wie folgt:

Sie werden so nah wie möglich an Treibstofflagerstätten gebaut;

Der überwiegende Teil des erzeugten Stroms wird in das Hochspannungsnetz (110-750 kV) eingespeist;

Sie arbeiten nach einem freien (d. h. nicht durch Wärmeverbraucher begrenzten) Stromerzeugungsplan; die Leistung kann vom berechneten Maximum bis zum sogenannten technologischen Minimum variieren;

Geringe Manövrierfähigkeit: Das Drehen der Turbinen und das Laden der Ladung aus dem kalten Zustand erfordert etwa 410 Stunden;

Sie haben einen relativ geringen Wirkungsgrad (η=30÷40 %).

2.2 BlockheizkraftwerkeKWK

Im Gegensatz zu CPPs verfügen KWK-Anlagen über eine erhebliche Entnahme von Dampf, der teilweise in der Turbine erschöpft wird, für die Produktion und den häuslichen Bedarf. (Figur 3). Kommunale Verbraucher beziehen Wärmeenergie aus Netzheizungen 18 (Kessel) und Netzwerkpumpen 19 , Gewährleistung der Kühlmittelzirkulation in Wärmenetzen. Die Dampfextraktion für den Produktionsbedarf erfolgt in der Hochdruckstufe 20 . Kondensat von Netzwerkheizungen gelangt in den Entgaser. Wenn die elektrische Last eines Wärmekraftwerks unter die Wärmeverbrauchsleistung gesenkt wird, kann die für den Verbraucher benötigte Wärmeenergie mithilfe einer Reduktions-Kühleinheit (RCU) gewonnen werden. 21 .

Abbildung 3Technologisches Prozessdiagramm in einem Wärmekraftwerk: 1 - Kraftstoffversorgungseinheiten; 2 - Gebläse; 3 - Rauchabsauger; 4 -Dampferzeuger (Kessel); 5 - Turbine; 6 - Generator; 7 -Kommunikationstransformator; 8 -eigene Bedürfnisse; 9 -Verbraucher, die aus dem Generatorspannungsnetz gespeist werden, 10 - Kondensator; elf -Umwälzpumpen; 12 -eine Kaltwasserquelle; 13 - Auswerfer; 14 - Kondensationspumpen; 15 - Entlüfter; 16 -chemische Wasseraufbereitungsanlagen; 17 -Förderpumpen; 18 - Netzwerkheizungen (Kessel); 19 - Netzwerkpumpen; 20 -Hochdruckstufen; 21 -Reduktions-Kühleinheit (ROU); 22 - Ascheentfernungsgeräte; 23- Schlackenentfernungsgerät

Je größer die Dampfentnahme aus der Turbine für den Heizbedarf ist, desto weniger Wärmeenergie geht mit dem zirkulierenden Wasser verloren und desto höher ist daher der Wirkungsgrad des Kraftwerks. Es ist zu beachten, dass zur Vermeidung einer Überhitzung des Heckteils der Turbine in allen Betriebsarten eine bestimmte Dampfmenge durch das Turbinenrad geleitet werden muss. Aufgrund der Diskrepanz zwischen den Kapazitäten der Verbraucher von thermischer und elektrischer Energie arbeiten Wärmekraftwerke häufig im Kondensations-(Misch-)Modus, was ihren Wirkungsgrad verringert.

Die Merkmale des Wärmekraftwerks sind wie folgt:

Sie werden in der Nähe von Wärmeenergieverbrauchern gebaut;

Sie werden normalerweise mit importiertem Kraftstoff betrieben;

Der Großteil des erzeugten Stroms wird an Verbraucher in der näheren Umgebung verteilt (an Generator oder erhöhter Spannung);

Sie arbeiten nach einem teilweise erzwungenen Stromerzeugungsplan (d. h. der Zeitplan hängt von der Erzeugung des Wärmeverbrauchs ab);

Geringe Manövrierfähigkeit (wie IES);

Sie haben einen relativ hohen Gesamtwirkungsgrad (mit erheblicher Dampfentnahme für Industrie- und Haushaltsbedarf η =60÷70 %).

2.3 Wasserkraftwerke

Die Leistung eines Wasserkraftwerks hängt vom Wasserdurchfluss durch die Turbine und vom Druck ab N. Diese kW-Leistung wird durch den Ausdruck bestimmt

wo Q Wasserverbrauch, m 3 / s;

N-Druck, m;

η Σ Gesamtwirkungsgrad;

η C Effizienz von Wasserversorgungsstrukturen;

η T Effizienz der hydraulischen Turbine;

η Г Effizienz des Wasserstoffgenerators;

Bei niedrigen Drücken werden Laufwasserkraftwerke gebaut, bei hohen Drücken

Sie bauen Staudamm-Wasserkraftwerke und bauen Umleitungsstationen in Berggebieten.

Merkmale des Wasserkraftwerks sind wie folgt:

Sie bauen dort, wo Wasserressourcen und Baubedingungen vorhanden sind, die normalerweise nicht mit dem Standort der elektrischen Last übereinstimmen.

Der Großteil des erzeugten Stroms wird in Hochspannungsnetze eingespeist;

Sie arbeiten nach einem flexiblen Zeitplan (sofern Stauseen vorhanden sind);

Sehr wendig (Wenden und Beladen dauert 35 Minuten);

Hohe Effizienz haben(η Σ ≈85 %).

Wie Sie sehen, haben Wasserkraftwerke hinsichtlich der Betriebsparameter eine Reihe von Vorteilen gegenüber Wärmekraftwerken. Derzeit werden jedoch thermische und nukleare Kraftwerke gebaut. Entscheidende Faktoren sind hierbei die Höhe der Kapitalinvestitionen und die Bauzeit der Kraftwerke.

Das Diagramm des Wasserkraftwerks ist in der Abbildung dargestellt

Abbildung 4HPP-Diagramm

2.4 Kernkraftwerke (KKW)

Kernkraftwerke sind Wärmekraftwerke, die Energie verbrauchen Kernreaktion. Als Kernbrennstoff wird üblicherweise das Uranisotop U-235 verwendet, dessen Gehalt im natürlichen Uran 0,714 % beträgt. Der Großteil des Uranisotops U-238 (99,28 % der Gesamtmasse) wird beim Einfangen von Neutronen in Sekundärbrennstoff Plutonium umgewandelt.

Pu-239. Die Spaltungsreaktion findet in einem Kernreaktor statt. Kernbrennstoffe werden üblicherweise in fester Form verwendet. Es ist in einer Schutzhülle eingeschlossen. Diese Arten von Brennelementen werden Brennstäbe genannt. Sie werden in die Arbeitskanäle des Reaktorkerns eingebaut. Die bei der Spaltungsreaktion freigesetzte Wärmeenergie wird aus dem Reaktorkern mithilfe eines Kühlmittels abgeführt, das unter Druck durch jeden Arbeitskanal oder durch den gesamten Kern gepumpt wird.

Abbildung 5Kernkraftwerksdiagramme:a) - einkreisig; b) - Zweikreis; c) - Dreikreis. 1 - Reaktor; 2 - Turbine; 3 - Kondensator; 4 und 6 -Förderpumpen; 5 und 8 - Wärmetauscher aktiver Kreisläufe; 7 -Förderpumpen aktiver Kreisläufe; 9 - Volumenkompensatoren für aktive Kühlmittel im Kreislauf

Abbildung 5 (a, b, c) zeigt technologische Schemata KKW.

RBMKHochleistungskanalreaktor, thermische Neutronen, Wassergraphit.

WWERWasserkraftreaktor, thermische Neutronen, Gefäßtyp.

BNfast-Neutronenreaktor mit Flüssigmetall-Natrium-Kühlmittel.

Merkmale des Kernkraftwerks sind wie folgt:

Sie können an jedem geografischen Ort gebaut werden, auch an schwer zugänglichen;

Aufgrund ihrer Art sind sie unabhängig von einer Reihe äußerer Faktoren;

Benötigt eine kleine Menge Kraftstoff;

Kann nach einem freien Lastfahrplan arbeiten (mit Ausnahme von Kernkraftwerken);

Empfindlich gegenüber Wechselbetrieb, insbesondere Kernkraftwerke mit schnellen Neutronenreaktoren; Aus diesem Grund und unter Berücksichtigung der Anforderungen an einen wirtschaftlichen Betrieb wird der grundlegende Teil des Netzlastplans für Kernkraftwerke vorgesehen;

Verschmutzt die Atmosphäre leicht; Die Emissionen radioaktiver Gase und Aerosole sind unbedeutend und überschreiten nicht die nach Hygienestandards zulässigen Werte. In dieser Hinsicht sind Kernkraftwerke sauberer als Wärmekraftwerke.

2.5 Gasturbinenkraftwerke (GTPP)

Das grundlegende technologische Diagramm eines Gasturbinenkraftwerks ist in Abbildung 6 dargestellt.

Abbildung 6GTPP-Diagramm

Der Brennkammer wird Brennstoff (Gas, Dieselkraftstoff, Heizöl) zugeführt 1 , da mit dem Kompressor - 3 Druckluft wird eingeblasen. Brennbare Verbrennungsprodukte geben ihre Energie an die Gasturbine ab 2 , der den Kompressor und den Generator dreht. Die Anlage wird durch einen Beschleunigungsmotor gestartet 5 und dauert 1-3 Minuten, wodurch Gasturbineneinheiten als sehr wendig und geeignet zur Abdeckung von Spitzenlasten in Stromnetzen gelten. Der erzeugte Strom wird vom Kommunikationstransformator in das Netzwerk eingespeist 6.

Um den Wirkungsgrad von Gasturbinen zu steigern, wurden Gasturbinen-Kombikraftwerke (CCGTs) entwickelt. In ihnen wird Brennstoff im Ofen eines Dampferzeugers verbrannt, dessen Dampf zu einer Dampfturbine geleitet wird. Die Verbrennungsprodukte des Dampferzeugers werden, nachdem sie auf die erforderliche Temperatur abgekühlt wurden, zur Gasturbine geleitet. Daher verfügen GuD-Einheiten über zwei rotatorisch angetriebene elektrische Generatoren: einen durch eine Gasturbine, den anderen durch eine Dampfturbine. Die Leistung einer Gasturbine beträgt etwa 20 % der einer Dampfturbine. Das CCGT-Diagramm ist in der Abbildung dargestellt 7.

Abbildung 7CCGT-Diagramm

2.6 Pumpspeicherkraftwerke (PSPP)

Der Zweck von Pumpspeicherkraftwerken besteht darin, die täglichen Belastungsmuster des elektrischen Systems zu glätten und den Wirkungsgrad thermischer Kraftwerke und Kernkraftwerke zu steigern. Während der Stunden der Mindestlast arbeiten die PSPP-Einheitssysteme im Pumpenmodus, pumpen Wasser vom unteren Reservoir in das obere und erhöhen dadurch die Belastung von Wärmekraftwerken und Kernkraftwerken; In den Stunden maximaler Systemlast arbeiten sie im Turbinenbetrieb, entnehmen Wasser aus dem Oberbecken und entlasten so Wärmekraftwerke und Kernkraftwerke. PSPP-Einheiten sind sehr wendig und können schnell vom Turbinenmodus in den Pumpenmodus und bei Bedarf in den Synchronkompensatormodus überführt werden. Koeffizient nützliche Aktion Pumpspeicherkraftwerke haben einen Anteil von 70-75 %, erfordern wenig Wartungspersonal und können dort gebaut werden, wo die Möglichkeit besteht, ein Druckreservoir zu erzeugen. Das Schema des Pumpspeicherkraftwerks ist in Abbildung 8 dargestellt.

Abbildung 8 Schema eines Pumpspeicherkraftwerks

Neben den betrachteten Kraftwerkstypen gibt es Kleinkraftwerke, die ohne Strom elektrische Energie erzeugen traditionelle Wege. Dazu gehören: Windkraftanlagen, Solarkraftwerke (mit Dampfkessel, mit Silizium-Solarzellen), Geothermiekraftwerke, Gezeitenkraftwerke.

3 Eigenbedarf (s.n.) von Wärmekraftwerken

Verbraucher elektrischer Energie von Stationen gehören hinsichtlich der Stromversorgungszuverlässigkeit zu Verbrauchern der 1. Kategorie und benötigen eine Stromversorgung aus zwei unabhängigen Quellen. Verbraucher s.n. Wärmekraftwerke der 1. Kategorie werden in verantwortliche und nicht verantwortliche unterteilt.

Verantwortlich sind jene SN-Mechanismen, deren kurzfristiger Stopp zu einer Notabschaltung oder Entladung der Haupteinheiten der Station führt. Kurzfristige Unterbrechung der Stromversorgung verantwortungsloser Verbraucher s.n. führt nicht zu einem sofortigen Notstopp der Hauptausrüstung. Um den technologischen Kreislauf der Stromerzeugung jedoch nicht zu stören, muss ihre Stromversorgung nach kurzer Zeit wiederhergestellt werden.

Abbildung 9 Schema des Brennstofftransports in einem Wärmekraftwerk

3.1 Kraftstofftransport

Von der Förderstelle werden feste Brennstoffe an das Kraftwerk geliefert Eisenbahn(Abbildung 9) in speziellen Selbstentladewagen(1). Das Auto fährt in eine geschlossene Entladevorrichtung(2) mit einem Autokipper, bei dem der Kraftstoff in einen Aufnahmetrichter unter dem Autokipper geschüttet wird, von wo aus er einem Förderband zugeführt wird(3). Im Winter werden Waggons mit gefrorener Kohle zunächst einer Enteisungsanlage zugeführt(4). Das Förderband liefert Kohle zum Kohlelager.)(5), die von einem Greiferkran bedient wird(6). Oder durch eine Zerkleinerungsanlage(7) in Rohkohlebunker(8), vor den Kesseleinheiten installiert. Auch diese Bunker können vom Lager aus mit Kohle versorgt werden(5). Um den Verbrauch des in den Kesselraum des Kraftwerks gelangenden Brennstoffs zu berücksichtigen, sind auf dem Brennstoffweg zu den Kesselraumbunkern Waagen zum Wiegen dieses Brennstoffs installiert. Aus Rohkohlenbunkern(8) Der Brennstoff gelangt in das Pulveraufbereitungssystem: Rohkohlezuführungen(9), und dann zu Kohlemühlen(10) , aus dem der Kohlenstaub pneumatisch durch den Mühlenseparator transportiert wird(11) , in einen Staubzyklon(12) und Staubschnecken (13) und dann im Staub der Lagerbunker(14), Woher kommen die Staubfresser?(15) zu Kesselbrennern(16). Der gesamte pneumatische Staubtransport von der Mühle zum Ofen erfolgt über ein Mühlengebläse(17). Die für die Kraftstoffverbrennung benötigte Luft wird von einem Gebläse angesaugt(18) und dem Lufterhitzer zugeführt(19), Von dort wird es nach dem Erhitzen teilweise in die Mühle gepumpt(10) zum Trocknen und Transportieren des Brennstoffs zur Feuerung der Kesselanlage (Primärluft) und direkt zu den Kohlenstaubbrennern (Sekundärluft).

3.2 Erzeugung von Dampf, Wärme und elektrischer Energie

Dampf wird in einem Wärmekraftwerk durch einen Dampferzeuger (Kessel) erzeugt. Der normale Betrieb des Kessels wird durch verschiedene Arten von Aggregaten, Arbeitsmaschinen, gewährleistet, die von Elektromotoren unterschiedlicher Strom-, Spannungs- und Leistungsarten angetrieben werden. Das Schema zur Erzeugung von Dampf, Wärme und elektrischer Energie ist in Abbildung 10 dargestellt.

Abbildung 10Schema zur Erzeugung von Dampf, Wärme und Strom. Energie: 2 - Gebläse; 3 - Schornstein; 5 - Turbine; 6 - Generator; 7 -Kommunikationstransformator; 8 - Versorgung der Verbraucher mit ihren eigenen Bedürfnissen; 9 -Verbraucher, die mit Generatorspannung versorgt werden; 10 - Kondensator; elf - Umwälzpumpen, die den Kondensator mit kaltem Wasser versorgen, um den Abdampf zu kühlen; 12 - eine Kaltwasserquelle; 14 - Kondensatpumpen, die den Entgaser mit Wasser versorgen; 16 - Pumpen, die den Kessel mit chemisch gereinigtem Wasser auffüllen; 17 - Speisepumpen, die den Kessel mit aufbereitetem Wasser versorgen; 18 - Heizkessel; 19 - Netzwerkpumpen, die das Heizungsnetz mit Warmwasser versorgen; 20 - Dampfextraktion für Produktionszwecke; 21 - Reduktions-Kühlgerät; 22 - Gaffelpumpen für Hydro-Asche-Entfernungsgeräte; 23 - Motoren von Entschlackungsanlagen; 24 - Ölpumpen, die die rotierenden Teile der Turbine und des Generators schmieren; 25 - Staubförderer

Darüber hinaus gibt es große Menge Elektromotoren von Nicht-Hauptgeräten, die den Betrieb der Automatisierung, das Öffnen und Schließen von Toren und Ventilen, die Raumbelüftung usw. gewährleisten.

Wärmekraftwerke, insbesondere Kraft-Wärme-Kopplung, sind am energieintensivsten. Der Eigenbedarf des Wärmekraftwerks verbraucht 12–14 % des vom Kraftwerk erzeugten Stroms und die Einheiten der nichtelektrischen Einheiten. sind Verbraucher der 1. und 2. Kategorie hinsichtlich der Zuverlässigkeit der Stromversorgung und der Stromverbrauch ist höher als in jeder Branche.

3.3 Stromversorgungen für Hilfssysteme von Kraftwerken

Die Hauptstromquellen des Systems sind s.n. sind Abwärtstransformatoren oder Reaktionsleitungen, die direkt an die Klemmen von Generatoren oder deren Schaltanlagen angeschlossen sind. Anlauf-Notstromversorgungen s.n. sind auch an das allgemeine Stromnetz angeschlossen, da sie normalerweise an Stationsschaltanlagen, nahegelegene Umspannwerke und Tertiärwicklungen von Kommunikations-Spartransformatoren angeschlossen sind. Vor kurzem wurde damit begonnen, Gasturbineneinheiten in Wärmekraftwerken zu installieren, um das Solarstromsystem anzutreiben. in Notsituationen.

Darüber hinaus werden in Kraftwerken aller Art vom Stromnetz unabhängige Energiequellen bereitgestellt, die bei Ausfall der Haupt- und Notstromquellen eine Abschaltung und Kühlung des Kraftwerks ohne Schäden an der Ausrüstung gewährleisten. In Wasserkraftwerken und konventionellen Wärmekraftwerken reichen hierfür Batterien aus. In leistungsstarken Kraftwerken und Kernkraftwerken ist der Einbau von Dieselgeneratoren mit einer dem technologischen Prozess entsprechenden Leistung erforderlich.

Die Hauptanforderungen an das S.N.-System bestehen darin, die Zuverlässigkeit und Effizienz der S.N.-Mechanismen sicherzustellen. Die erste Anforderung ist die wichtigste, da eine Störung der Mechanismen des s.n. führt zu einer Störung des komplexen technologischen Kreislaufs der Stromerzeugung, zu einer Störung des Betriebs der Hauptausrüstung und manchmal der gesamten Station sowie zur Entwicklung eines Unfalls zu einem Systemunfall. Es ist mittlerweile allgemein anerkannt, dass die Stromversorgung von S.N.-Mechanismen erfolgt. Wärmekraftwerke mit fossilen und nuklearen Brennstoffen sowie Wasserkraftwerke können am einfachsten, zuverlässigsten und wirtschaftlichsten aus Generatorstationen und dem Stromnetz bereitgestellt werden(Abbildung 11).

Abbildung 11: Allgemeines Stromversorgungsdiagramm für den Eigenbedarf des TPP: 1 - Notstromleitung; 2 - Start-Backup-Transformator s.n.; 3 - Hochspannungsschaltanlage der Station; 4 - Generator-Transformator-Einheit; 5 - funktionierender Transformator s.n.; 6 - Schaltanlagen s.n.

Diese Systemstromversorgungsschaltung s.n. Stationen aller Art sorgen heute für Zuverlässigkeit und Effizienz:

Weit verbreiteter Einsatz von Asynchronmotoren mit Käfigläufer im Hilfssystem, deren Start bei voller Netzspannung ohne Steuergeräte erfolgt und der Verzicht auf den Schutz der Mindestspannung an kritischen Mechanismen;

Erfolgreicher Selbststart von Elektromotoren bei Spannungswiederkehr nach Beseitigung von Kurzschlüssen im Stromnetz und im Netz;

Die Verwendung von Hochgeschwindigkeits-Relaisschutzvorrichtungen und -schaltern an allen Systemelementen und Anschlüssen des SN;

Weit verbreitete Einführung von Systemautomatisierungsgeräten (AChR, AVR, AVR-Generatoren).

Alle Arten von Kernkraftwerken in unserem Land müssen mit Notstromquellen in Form von Dieselgeneratoren oder Gasturbineneinheiten versorgt werden. Ihre Leistung wird auf der Grundlage der Abdeckung der Lasten des KKW-Kühlsystems und der Sicherheitsvorrichtungen ausgewählt, reicht jedoch nicht aus, um die SN-Mechanismen mit Strom zu versorgen. im Normalmodus.

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Ein Wärmekraftwerk ist ein Komplex von Bauwerken und Anlagen, in dem die thermische Energie des dem Kraftwerk zugeführten fossilen Brennstoffs in elektrische Energie umgewandelt wird, die an das Energiesystem oder direkt an Verbraucher übertragen wird. In Wärmekraftwerken, sogenannten Blockheizkraftwerken (KWK), wird neben elektrischer Energie auch thermische Energie erzeugt, die über Heiznetze an die Verbraucher übertragen und unter diesen verteilt wird.

Brennwertkraftwerke (CPS) sind Wärmekraftwerke, die ausschließlich für die Stromerzeugung konzipiert sind. Das Hauptmerkmal von Brennwertkraftwerken besteht darin, dass sie die Voraussetzungen für eine möglichst vollständige Umwandlung der Energie des im Kessel erzeugten Dampfes schaffen, indem sie ihn in den Arbeitszylindern der Turbine möglichst vollständig in mechanische Rotationsenergie ausdehnen Rotor des Turbinengenerators und dann in elektrische Energie umgewandelt.

Um eine möglichst vollständige Umwandlung der Dampfenergie zu gewährleisten, wird ihr Abgas aus der Turbine in spezielle Wärmetauscher geleitet, in denen der Abgasdampf kondensiert und das Minimum gezielt aufrechterhalten wird

Temperaturbedingungen Druck (Vakuum). Solche Wärmetauscher werden Kondensatoren genannt (siehe Unterabschnitt 3.2). Die bei der Kondensation freiwerdende latente Verdampfungswärme wird über einen externen Kreislauf an die Umgebung (Gewässer oder Atmosphäre) abgegeben und geht unwiederbringlich verloren. Der Anteil dieser Wärme an der Gesamtbilanz des Dampfkraftwerks beträgt 60–65 %, was zu einem relativ geringen thermischen Wirkungsgrad (Wirkungsgrad) von Kondensationskraftwerken führt, der in der Regel 40 % nicht überschreitet.

Zur Verbesserung der thermischen Effizienz streben danach, die Temperatur und den Druck des Dampfes am Turbineneinlass zu maximieren, eine sekundäre Überhitzung des Dampfes anzuwenden und durch die Verwendung auch den Anteil der im Kondensator verlorenen Wärme zu reduzieren latente Wärme Verdampfung des ungenutzten Teils des aus der Turbine entnommenen Dampfes in den Speisewassererhitzern der Regenerationsanlage.

Die maximale Temperatur und der maximale Dampfdruck bei IES werden durch die Hitzebeständigkeit und Hitzebeständigkeit der Stähle begrenzt, die bei der Konstruktion von Kesselüberhitzern, Dampfleitungen und Turbinenströmungselementen verwendet werden. Moderne leistungsstarke Wärmekraftwerke arbeiten mit einem Dampfdruck am Turbineneintritt von bis zu 26 MPa und einer Dampftemperatur von etwa 540–568 °C.

Ein modernes Brennwertkraftwerk ist komplex technologischer Komplex Gebäude, Bauwerke und Einheiten mit einem Blockdiagramm der Geräteinstallation, in dem der Block „Kessel – Turbine – Generator“ eine unabhängig angeschlossene und unabhängig geregelte Produktionseinheit ist. Betrachten Sie als Beispiel den Betrieb eines Kohlekraftwerks (Abb. 4.1).

Der im Wärmekraftwerk ankommende Brennstoff (Kohle) wird durch Entladevorrichtungen aus den Waggons entladen und durch den Brechraum über Förderbänder den Rohbrennstoffbunkern oder dem Reservebrennstofflager zugeführt.

Kohle wird in Mühlen gemahlen. Kohlenstaub gelangt, nachdem er den Abscheider und den Zyklon passiert hat, aus den Staubbehältern zusammen mit der vom Mühlenventilator zugeführten Heißluft in den Kesselofen. Die im Feuerraum beim Bewegen durch die Schornsteine ​​entstehenden Verbrennungsprodukte mit hoher Temperatur erhitzen das Wasser in den Wärmetauschern (Heizflächen) des Kessels auf den Zustand von überhitztem Dampf. Der in den Stufen der Turbine expandierende Dampf dreht ihren Rotor und den damit verbundenen Rotor des elektrischen Generators, in dem ein elektrischer Strom angeregt wird. Der erzeugte Strom wird mithilfe von Aufwärtstransformatoren in Hochspannungsstrom umgewandelt, an eine offene Schaltanlage (OSD) und dann an das Stromnetz übertragen.

Eine Hilfsschaltanlage dient der Stromversorgung von Elektromotoren, Beleuchtungsgeräten und Kraftwerksgeräten.

Der in der Turbine ausgestoßene Dampf gelangt in den Kondensator. Das dort entstehende Kondensat wird von Kondensatpumpen über Niederdruck-Regenerationserhitzer dem Entgaser zugeführt. Hier werden bei einer Temperatur nahe der Sättigungstemperatur im Wasser gelöste Gase entfernt, die Korrosion an Geräten verursachen, und das Wasser wird auf Sättigungstemperatur erhitzt. Kondensatverluste (Leckagen durch Undichtigkeiten in Stationsleitungen oder Verbraucherleitungen) werden in speziellen Anlagen durch Zugabe von chemisch gereinigtem (entsalztem) Wasser in den Entgaser ausgeglichen.

Entlüftetes und erhitztes Speisewasser wird über Speisepumpen zu regenerativen Hochdruckerhitzern und dann zum Kessel-Economizer geleitet. Der Zyklus der Umwandlung des Arbeitsmediums wird wiederholt.

In der Chemiewerkstatt befinden sich Geräte zur chemischen Aufbereitung des Zusatzwassers.

Kühlwasser aus der technischen Wasserversorgungsquelle wird dem Kondensator durch Umwälzpumpen in der Pumpstation zugeführt. Das erwärmte Kühlwasser (Kreislauf) wird in einem bestimmten Abstand von der Entnahmestelle in das Kühlsystem oder in ein natürliches Reservoir eingeleitet, so dass sich das erwärmte Wasser nicht mit dem Entnahmewasser vermischt. Die Pläne können eine kleine Netzwerkwärmeanlage für die Fernwärme des Kraftwerks und des angrenzenden Dorfes vorsehen. Die Netzerhitzer einer solchen Anlage erhalten Dampf aus Turbinenentnahmen.

Die bei der Brennstoffverbrennung im Kessel entstehenden Gase passieren nacheinander die Brennkammer, die Oberflächen des Überhitzers und des Wassersparers, wo sie Wärme an das Arbeitsmedium und im Lufterhitzer an die zugeführte Luft abgeben Dampfkessel. Anschließend werden die Gase in Aschesammlern (Elektrofiltern) von Flugasche gereinigt und mithilfe von Rauchabsaugern über einen Schornstein in die Atmosphäre abgegeben.

Schlacke und Asche unter der Brennkammer, dem Lufterhitzer und den Aschesammlern werden mit Wasser abgewaschen und fließen durch Kanäle zu den Schlackepumpen, die sie zu Aschedeponien pumpen.

Die zur Verbrennung benötigte Luft wird den Lufterhitzern des Dampfkessels über ein Gebläse zugeführt. Die Luftansaugung erfolgt von der Oberseite des Kesselraums oder von außen.

Der Betrieb der Wärmestation wird über das Bedienfeld überwacht und gesteuert.

In Abb. In Abb. 4.2, a und 4.2, b zeigen typische Wärmediagramme von Dampfturbinen-Kondensationsanlagen, die mit organischem Brennstoff betrieben werden. In Abb. 4.2, und gezeigt einfachste Möglichkeit Wärmekreislauf von IES mit geringer Leistung, wenn dem Kreislauf nur Wärme zugeführt wird, wenn Dampf erzeugt und auf die ausgewählte Überhitzungstemperatur erhitzt wird. Wärmediagramm in Abb. 4.2, b ist typisch für leistungsstarke Blockkraftwerke, bei denen neben der Wärmeübertragung auf Frischdampf auch dem Dampf nach seiner Arbeit im Hochdruckzylinder der Turbine Wärme zugeführt wird.

Der erste Kreislauf wird als Kreislauf ohne Zwischenüberhitzung bezeichnet, der zweite als Kreislauf mit Zwischenüberhitzung des Dampfes. Der thermische Wirkungsgrad des zweiten Schemas ist bei gleichen Anfangs- und Enddampfparametern höher. Die Machbarkeit des Einsatzes einer Zwischenüberhitzung in Anlagen unterschiedlicher Leistung sollte jedoch durch technische und wirtschaftliche Berechnungen ermittelt werden, da dies mit einem Anstieg des Metallverbrauchs und der Gerätekosten verbunden ist. In der weltweiten Praxis gibt es Schemata mit doppelter Zwischenüberhitzung von Dampf.

Derzeit sind auf dem Territorium der Ukraine hauptsächlich 200-MW-Blöcke mit anfänglichen Dampfparametern von 12,7 MPa und 540 °C sowie 300- und 800-MW-Blöcke mit Parametern von 23,5 MPa und 545 °C in Betrieb.

Bei Anlagen mit einer Leistung von 200 MW werden elektrische Speisepumpen eingesetzt, bei leistungsstärkeren Anlagen ab 300 MW kommen Turbospeisepumpen zum Einsatz (elektrische Speisepumpen dienen als Backup). Die Einheiten mit der K-300-240-Turbine sind mit einer Förderpumpe mit Antriebsturbine mit Gegendruck ausgestattet, und die Einheit mit der K-800-240-Turbine ist mit zwei Antriebsturbinen mit eigenen Kondensatoren ausgestattet. Die elektrische Antriebsleistung beträgt bei Anlagen mit K-200-130-Turbinen ca. 2 % der Anlagenleistung. Die Turboantriebsleistung des Blocks mit der K-300-240-Turbine beträgt 9,0 MW, und zwei auf dem 800-MW-Block installierte Antriebsturbinen entwickeln bei Nennlast des Blocks eine Leistung von etwa 27 MW.

Grundriss des Hauptkraftwerksgebäudes

Die Haupteinheiten des IES und zugehörige Hilfsgeräte befinden sich im Hauptgebäude (Hauptgebäude). Die technischen Lösungen für die Platzierung der Geräte und die Umsetzung des Bauteils werden durch das Konzept der Grundrissgestaltung des Hauptgebäudes vereint. Es werden verschiedene Grundrisse des Hauptgebäudes verwendet allgemeine Struktur Räumlichkeiten gemäß dem technologischen Schema der Energieerzeugung und der verwendeten Ausrüstung. Beispielsweise befanden sich die Anlagen der ersten Kraftwerke, die Ende des 19. Jahrhunderts in New York gebaut wurden, auf mehreren Etagen (Abb. 4.3).

Im IES sind die Haupträume des Hauptgebäudes die Kessel- und Turbinenräume, die zusätzlichen Räume sind die Entlüfter- und Bunkerräume. Bei modernen CPPs liegen alle diese Räume parallel zueinander (siehe Abb. 4.1). Die Platzierung von Dampfkesseln und Turbinen sowie die Abstände zwischen ihnen werden so gewählt, dass die Länge der Turbinen- und Kesselräume gleich ist.

Die Bunker- und Entgaserräume befinden sich üblicherweise zwischen Kessel- und Turbinenraum. Sie sind nicht in allen Grundrissen von Hauptgebäuden vorgesehen. Die Hauptgebäude von CPPs, die mit Gas und Heizöl sowie mit festen Brennstoffen während der Staubaufbereitung in der zentralen Staubaufbereitungsanlage betrieben werden, sind ohne Bunkerraum gebaut. Es gibt Konfigurationen von Block-CES ohne Entgasungsraum. In modernen Grundrissen des Hauptgebäudes sind die Bunker- und Entgasungsräume kombiniert.

Der Grundriss des Hauptgebäudes kann geschlossen werden, wenn sich alle wichtigen Geräte im Innenbereich befinden. halboffen, wenn Dampfkessel im Freien aufgestellt werden, und offen, wenn keine Wandeinfassungen vorhanden sind und über den Turbinen.

In den Hauptgebäuden moderner IES grenzen Haupt- und Nebengebäude ohne Baulücken eng aneinander, was eine Reduzierung des Gebäudevolumens und der von ihm eingenommenen Fläche sowie eine Reduzierung der Dampf- und Dampflängen ermöglicht Wasserleitungen zwischen Kessel- und Turbinenabschnitt.

Die Anordnung des Heizraums wird durch die Art der installierten Heizkessel und die Art des verwendeten Brennstoffs bestimmt. Alle modernen Kessel werden mit Bodenabgasen hergestellt. Bei dieser Kesselkonstruktion ist es vorteilhaft, sie gegenüber der Turbinenhalle zu platzieren und Rauchabzüge, Ventilatoren und Schornsteine ​​auf der Nullebene zu installieren.

Bei modernen CPPs befindet sich ein Teil der Heizraumausrüstung im Freien. Rauchabzüge und Ventilatoren sind in allen Gasölkraftwerken unabhängig von den klimatischen Bedingungen offen installiert. Bei der Verbrennung fester Brennstoffe ist der offene Einbau von Zugmaschinen, Rohr- und regenerativen Luft-Luft-Erhitzern in Bereichen mit einer niedrigsten bauartbedingten Außenlufttemperatur von mindestens –28 °C zulässig. Nassaschesammler werden offen bei einer Temperatur von nicht weniger als –15 °C installiert. Liegt die berechnete Temperatur unter den angegebenen Werten, werden Rauchabzüge, Ventilatoren und Aschesammler in einem separaten Gebäude neben dem Heizraum untergebracht.

Schornsteine ​​werden in einem Abstand von 20–40 m von der Außenwand des Heizraums gebaut. Angesichts der hohen Rohrkosten wird davon ausgegangen, dass ihre Anzahl minimal ist: ein Rohr für 2–4 Dampfkessel.

In der modernen Wärmeenergie werden hauptsächlich das Kammerverfahren zur Verbrennung von pulverisiertem Brennstoff und einzelne Systeme zur Aufbereitung von Kohlenstaub eingesetzt. Die Ausrüstung der individuellen Staubaufbereitungsanlage befindet sich in derselben Zelle wie der Kessel. Mühlen werden an der Nullmarke installiert: Hammer- und Mittelgeschwindigkeitsmühlen werden an der Vorderseite und an den Seiten des Kessels installiert, und Kugeltrommelmühlen werden am häufigsten im Bunkerabschnitt (Trichter-Entgaser) installiert. Der Standort für sie wird unter Berücksichtigung der Mindestlänge der Staubrohre und der Wartungsfreundlichkeit ausgewählt. Auf den obersten Ebenen des Bunkerraums sind Abscheider und Zyklone installiert.

In einer Höhe von 9–11 m ist eine Plattform mit Einzel- und Gruppenbedienpulten vorgesehen. Dort befinden sich auch Staubförderer. Zwischen den Kesseln ist Platz für den Bau einer Tankpumpstation für die hydraulische Entaschungsanlage vorgesehen. Für die Pumpstation wird eine Grube angelegt, deren Boden 3–4 m unter dem Boden des Aschenraums liegt, der sich auf der Nullebene befindet. Bei leistungsstarken CPPs befindet sich die Kesselpumpstation außerhalb des Kesselraums in einem separaten Anbau.

Von der Seite des provisorischen Endes des Gebäudes wird ein Gleis in den Ascheraum verlegt. Zur Herstellung von Montage- und Reparatur Im Kesselhausgebäude sind zwei Laufkräne installiert.

Die Anordnung des Turbinenraums wird durch die gewählte Anordnung der Turbinen – entlang oder quer zur Gebäudeachse – bestimmt. Davon hängen die Größe des Raumes, die Anordnung der Hilfseinrichtungen, die Länge der Dampf-, Speisewasser- und Zirkulationswasserleitungen ab. Bei einer Längsanordnung der Turbinen ist die Breite (Spannweite) der Turbinenhalle kleiner als bei einer Queranordnung und die Länge der Halle größer.

Die Anlagen in der Turbinenhalle sind nach dem „Inselprinzip“ angeordnet. Entlang der Halle sind in bestimmten Abständen Turbineneinheiten installiert, in deren Nähe jeweils Zusatzgeräte installiert sind.

Auf der Nullebene des Bodens des Kondensationsraums befinden sich Zusatzgeräte (Netz- und Kondensatpumpen, Öl- und Gaskühler usw.).

In derselben Zelle wie die Turbine ist ein Lagerschmier- und Turbinensteuerungssystem installiert.

Auf der Höhe von 8–9 m (bei Einheiten mit einer Leistung von 300 MW – 9,6 m; 800 MW – 11,4 m) befinden sich Steuerungen für die Hauptventile und Ventile sowie die Instrumententafel der Turbine.

An den permanenten und temporären Enden der Turbinenhalle sind Bereiche vorgesehen, die nicht mit Geräten belegt sind und für die Auslage von Teilen bei Reparaturen und Reparaturen vorgesehen sind Installationsarbeit. Zu diesen Standorten werden Sackgassenbahngleise verlegt.

Ein Teil der Turbinenraumausrüstung ist im Entgaserraum untergebracht, der über mehrere Etagen verfügt. Auf der Nullebene befinden sich Hilfsschaltanlagen und Kabelkorridore. Bei einigen CPPs sind hier auch Förderpumpen, Reduktions- und Kühlaggregate und andere Geräte installiert. Die Bedienfelder befinden sich im zweiten Stock; In den oberen Etagen befinden sich Entgaser und Speisewassertanks. Durch die Installation von Entgasern in den oberen Etagen wird ein zusätzlicher Wasserdruck am Saugpunkt der Förderpumpen erzeugt, was deren Betriebssicherheit erhöht und Kavitation verhindert.

In der Turbinenhalle sind ein oder zwei Laufkräne installiert. Ihre Tragfähigkeit wird auf der Grundlage des Hebens des schwersten Geräts ausgewählt, bei dem es sich in der Regel um den Generatorstator handelt. Der Standort des Krans über der Wartungsplattform ist in der Regel so, dass die Turbinenzylinder entfernt und über den in Betrieb befindlichen Turbinen zu den Reparaturbereichen transportiert werden können.

Die Belüftung der Turbinenhalle erfolgt durch natürliche Konvektion durch eine auf dem Dach des Gebäudes angebrachte Belüftungslaterne. Bei sehr großen Spannweiten wird zur Erleichterung des Daches keine Laterne angebracht, sondern die Luftzufuhr erfolgt über Ventilatoren.

In Abb. Abbildung 4.4 zeigt den Anlagenaufbau eines Kohlenstaubkraftwerks mit Blöcken mit einer Leistung von 300 MW. Das Hauptgebäude besteht aus vorgefertigtem Stahlbeton und hat eine Tragsäulenteilung von 12 m. Die Turbinenhalle ist 2,7 m tief unterkellert. Die dem Heizraum zugewandte Wand des Abteils ist mit der Vorderwand des Kessels verbunden. Die gleiche Bauvariante wird für die Feststoff-CES zur Staubaufbereitung in der zentralen Staubaufbereitungsanlage genutzt; Bei solchen CPPs befinden sich Staubbehälter zwischen den Kesseln.

Das Projekt übernahm eine quer verlaufende Anordnung der Turbinen.

Für Blockschalttafeln (eine Tafel für zwei Blöcke) auf der Hauptwartungsebene sind Räume im Bunker-Entlüfter-Abteil vorgesehen. Am Ende des Abteils befindet sich auch die Hauptschalttafel (die zentrale Schalttafel des Wärmekraftwerks).

Allgemeine Grundsätze der Standortplatzierung und des Gesamtplans

Neben dem Hauptgebäude umfasst das Kraftwerk zahlreiche weitere Nebengebäude und Bauwerke, die den Betrieb des gesamten IES gewährleisten. Angrenzend an das Hauptgebäude befinden sich Bereiche für die Platzierung von Aschesammlern, Rauchabzügen, Rauch- und Lüftungsrohren, Brennstoffanlagen, geschlossenen oder offener Typ, Schalttafel, wenn sie sich in einem separaten Gebäude befindet, technische Wasserversorgungsanlagen, chemische Wasseraufbereitung, Reparaturwerkstatt- und Werkstattgebäude, Aschedeponie und Gülleleitungen dazu, Verwaltungsgebäude, gemeinsames Nebengebäude, Lagerhallen, Gebäude für Acetylen, Sauerstoff und Kompressorstationen, Zufahrtsbahnen und Autobahnen, Lokomotivdepot, Feuerwache, Wasseraufbereitungsanlage usw.

Die meisten der oben genannten Anlagen befinden sich innerhalb des Kraftwerkzauns. Die Aschedeponie, Reserve- und Versorgungslager für Kohle, Heizölanlagen, wenn deren Fassungsvermögen 10.000 m3 übersteigt, und technische Wasserversorgungsanlagen werden außerhalb des Zauns entfernt. Elektrische Verteilungsgeräte und Pumpstationen befinden sich sowohl innerhalb als auch außerhalb des Zauns, jedoch mit einem obligatorischen Sicherheitszaun.

Die Liste und Anzahl der Kraftwerksanlagen wird von der thermischen Auslegung, der Art des verwendeten Brennstoffs und der Art des Wasserversorgungssystems beeinflusst.

Leistungsstarke Brennwertkraftwerke mit fossilen Brennstoffen werden hauptsächlich in der Nähe von Brennstoffquellen gebaut: große Kohle-, Torf- und Schiefervorkommen, wodurch minimale Kosten für die Brennstofflieferung erzielt werden. Bei ihrer Platzierung ist ihre Nähe zu Energieverbrauchern wichtig, wodurch die Länge von Stromleitungen, Frischdampf- und Wasserleitungen sowie deren Verluste reduziert werden können.

Für CPPs, die minderwertige Brennstoffe (Braunkohle, Torf, Schiefer) verwenden, ist die Nähe zur Lagerstätte Voraussetzung. Bei Verwendung hochwertiger Kohle kann die Lieferung jedoch über große Entfernungen kostengünstig sein, was es ermöglicht, einen Standort für den Bau von CPPs näher an den Energieverbrauchern zu wählen. Bei IES, die mit Gas und Heizöl betrieben werden, ist die Entfernung zur Brennstoffversorgungsquelle nicht so wichtig, da die Kosten für die Lieferung dieser Brennstoffarten deutlich niedriger sind als bei Kohle, Torf oder Schiefer.

Im Kontext vernetzter Energiesysteme erweitern sich die Möglichkeiten der Standortwahl leistungsstarker Brennwertkraftwerke. Sie sollten in der Nähe eines Flusses, Sees oder Meeres liegen, um eine Mindestlänge der technischen Wasserversorgungskommunikation zu gewährleisten und die Kosten für den Bau hydraulischer Anlagen zu senken.

Der Radius der Sanitärzone für IES beträgt normalerweise 500–1000 m; Bei der Verbrennung von asche- und schwefelreichen Brennstoffen kommt eine größere Größe zum Einsatz. Bei der Bestimmung der Größe der IES-Sanitärzone wird die Anwesenheit anderer Unternehmen in der Nähe des Standorts berücksichtigt, die bereits eine gewisse (Hintergrund-)Verschmutzung in dem Gebiet verursachen. Bei Vorliegen einer Hintergrundkontamination sollte die Fläche so groß sein, dass sie dem Gesamtkontaminationsgrad entspricht Schadstoffe in der Atmosphäre übertrafen nicht die aktuellen Standards.

Im Masterplan eines Kraftwerks bestimmt die Platzierung des Hauptgebäudes die Platzierung und Anordnung aller anderen Anlagen. In Abb. Abbildung 4.5 zeigt den Gesamtplan eines Kohlekraftwerks mit 300-MW-Blöcken, typisch für Kraftwerke mit einer Leistung von 2400 und 3000 MW bei der Installation von acht bzw. zehn Blöcken.

Der Hauptkörper ist so platziert, dass der Turbinenraum zur Wasserquelle zeigt; Dies gewährleistet die Mindestlänge der technischen Wasserversorgungsleitungen. Bei der Umwälzwasserversorgung mit Kühltürmen wird die Ausrichtung des Hauptgebäudes durch die Bequemlichkeit der Verlegung von Stromleitungen, Bahngleisen und den natürlichen Gegebenheiten des Standorts, insbesondere der Richtung, bestimmt vorherrschende Winde. Kühltürme befinden sich in der Regel am permanenten Ende des Hauptgebäudes, wobei die Ausrichtung so sein sollte, dass das permanente Ende auf der Leeseite liegt. Der Abstand zwischen Kühltürmen und dem Hauptgebäude sowie offenen Schaltanlagen beträgt in der Regel mindestens 100 m.

Verteilergeräte (RU) dienen dazu, elektrische Energie aus Quellen zu empfangen und an das System oder Verteilungsnetz zu liefern. Schaltanlagen verteilen Strom zwischen anderen Verteilungsgeräten, Umspannwerken, Leistungstransformatoren usw. Hochspannungsschaltanlagen werden für die elektrische Ausrüstung von Kraftwerken eingesetzt; Niederspannungsschaltanlagen werden in Anlagen für den Eigenbedarf eingesetzt. Je nach Bauart werden Schaltanlagen unterteilt in geschlossene (geschlossene Schaltanlagen), wenn sich alle elektrischen Geräte in speziellen Gebäuden befinden, offene (offene Schaltanlagen), bei denen die Geräte im Freien in einem umzäunten Bereich aufgestellt sind, komplette Schaltanlagen (Schaltanlagen), bestehend aus geschlossenen Metallschränke mit darin installierten Geräten und Instrumenten sowie Zusatzgeräten. Die Freiluftschaltanlagen sind für den Betrieb mit Spannungen von 35 kV und höher ausgelegt und bestehen aus Sammelschienengeräten, Ölschaltern, Trennschaltern, Leistungs- und Messtransformatoren, Schutzeinrichtungen, Automatisierungs- und Alarmsystemen.

Die wichtigsten elektrischen Anschlusspläne von Wärmekraftwerken werden auf der Grundlage des Schemas für den Anschluss und die Stromversorgung des Stromnetzes unter Berücksichtigung der Gesamt- und Einheitsleistung der installierten Einheiten ausgewählt. Bei der Entwicklung werden folgende Ausgangsdaten berücksichtigt:

• Spannungen, mit denen Strom von Wärmekraftwerken geliefert wird, Lastpläne, Netzdiagramme und die Anzahl der von Kraftwerken ausgehenden Leitungen, die Größe der Austauschstromflüsse;
• Kurzschlussströme für jede der Hochspannungsschaltanlagen, Anforderungen an den Anschlussplan für die Stabilität des Parallelbetriebs, Anforderungen an die Spannungsregelung an der Schaltanlage, die Notwendigkeit der Installation von Paralleldrosseln;

• der Wert des maximalen Leistungsverlusts, wenn ein Schalter beschädigt ist;
• die Verwendung von nicht mehr als zwei erhöhten Spannungen in Wärmekraftwerken sowie die Möglichkeit der Verwendung von zwei Schaltanlagen gleicher Spannung mit Parallelbetrieb dieser Schaltanlagen über regionale Netze;
• die Möglichkeit, im Falle von Netzunfällen einen Teil des Eigenbedarfs des Wärmekraftwerks für die Stromversorgung aus einer isolierten Quelle bereitzustellen.

In thermischen Kraftwerken, die über Generatorsverfügen, muss die Gesamtleistung der Transformatoren, die diese Schaltanlagen mit der Hochspannungsschaltanlage verbinden, die Lieferung der gesamten Wirk- und Blindleistung an das Hochspannungsnetz abzüglich ihres Eigenbedarfs unter Berücksichtigung gewährleisten der Jahresplan für Strom-, Wärmeverbrauch und im Notbetrieb.

Bei der Auswahl der Anzahl und der Gesamtleistung der Kommunikationstransformatoren zur Netzsicherung der an die Generatorspannungsschaltanlage angeschlossenen Lasten werden bei Ausfall nur eines der an der Generatorspannungsschaltanlage betriebenen Generatoren Dreiphasentransformatoren oder Gruppen von Einphasentransformatoren verwendet bei thermischen Kraftwerken. Bei der Blockinstallation von Drehstromtransformatoren ist eine Sicherung für acht Blöcke vorgesehen.

• Um Kurzschlussströme bei der Stromverteilung mit Generatorspannung zu begrenzen, werden Doppeldrosseln eingesetzt. Bei Schaltanlagen mit reaktiven Leitungen kommen in der Regel Bus-Schalt-Reaktor-Schalt-Reaktor-Leitungsschaltungen zum Einsatz.
• Jeder Generator mit einer Leistung von 300 MW und mehr ist auf der Hochspannungsseite über separate Transformatoren angeschlossen (zwei Einheiten sind paarweise auf der Hochspannungsseite verbunden, oder zwei Generatoren sind an einen Transformator mit geteilter Wicklung angeschlossen). In diesem Fall werden zwischen jedem Generator und jedem Transformator Schalter installiert.
• Bei Schaltanlagen mit nicht mehr als vier Anschlüssen werden Dreieck-, Viereck- und Brückenschaltungen verwendet. Für Schaltanlagen mit einer großen Anzahl von Anschlüssen bei Spannungen von 330–750 kV und mehr werden folgende Schemata verwendet:
• Block (Generator–Transformator–VL–RU einer Abspannstation);
• mit zwei Bussystemen (SB), mit vier Schaltern für drei Stromkreise (Schema „4/3“);
• mit zwei Bussystemen, mit drei Schaltern für zwei Stromkreise („3/2“ eineinhalb Stromkreise);
• Generator-Transformator-Leitungsblockschaltungen (GTL) mit Ausgleichs-Bypass-Polygon;
• ein Stromkreis mit einem oder zwei Polygonen mit einer Anzahl von bis zu sechs Verbindungen zu jedem Polygon, verbunden durch zwei Jumper mit Schaltern in den Jumpern.

Generatorspannungsschaltanlagen werden mit einem Bussystem hergestellt, wobei Schaltanlagen und Gruppendoppeldrosseln zur Stromversorgung der Verbraucher verwendet werden.

Die Leistungsabgabe moderner großer thermischer Kraftwerke mit Einheiten von 500, 800, 1000, 1200 MW erfolgt bei Spannungen von 220, 330, 500, 750 kV und höher.

In Abb. Abbildung 4.6 zeigt ein Diagramm der elektrischen Anschlüsse eines thermischen Kraftwerks mit acht 300-MW-Blöcken und der Installation eines 1200-MW-Blocks während der Erweiterung. Die Blöcke 1, 2, 3 versorgen eine 220-kV-Schaltanlage mit Strom, die nach einem Schema mit zwei Arbeits- und Bypass-Bussystemen hergestellt wird. Im Zuge der Entwicklung eines Kraftwerks wird mit zunehmender Anzahl der Anschlüsse an 220-kV-Sammelschienen ein Sammelschienensystem zerlegt. Block 4 mit Spartransformator verbindet die 220-kV- und 500-kV-Schaltanlagen. Die kombinierten Blöcke 6, 5 und 7, 8 versorgen die 500-kV-Schaltanlage nach einem Sechseckdiagramm und während der Entwicklung und Installation eines 1200-MW-Blocks mit Strom - gemäß dem Leistungsschalter „3/2“ für den Anschluss ( (in der Abbildung ist die Ausdehnung des Diagramms als gepunktete Linie dargestellt).

Bei Wärmekraftwerken war ein elektrisches Anschlussschema mit zwei Bussystemen auf der Generator- und Hochspannungsseite weit verbreitet.

Die Erhöhung der Einzelleistung von Turbogeneratoren in Wärmekraftwerken (120, 250 MW) hat zu einer weit verbreiteten Verwendung von Blockschaltungen für elektrische Verbindungen geführt. Im Diagramm in Abb. 4.7, Verbraucher mit einer Spannung von 6–10 kV werden durch reaktionsfähige Abgriffe von den Generatoren G1, G2 versorgt, weiter entfernte Verbraucher werden durch tiefliegende Umspannwerke von 110-kV-Bussen versorgt. Der Parallelbetrieb von Generatoren mit höherer Spannung reduziert den Kurzschlussstrom auf der 6–10-kV-Seite. Die Verbraucherschaltanlage besteht aus zwei Abschnitten mit automatischer Netzumschaltung (ATS) am Abschnittsschalter. In den Generatorkreisen sind für eine höhere Zuverlässigkeit der Stromversorgung die Schalter B1, B2 eingebaut. Die Kommunikationstransformatoren T1, T2 müssen für die Versorgung der gesamten überschüssigen Wirk- und Blindleistung ausgelegt sein und mit einem Laststufenschalter ausgestattet sein. Die Transformatoren der Blöcke G3, G4 können auch mit einem Laststufenschalter ausgestattet werden (dargestellt in gestrichelten Linien), der es ermöglicht, bei der Lieferung von Reserveblindleistung an eine Thermik das entsprechende Spannungsniveau auf den 110-kV-Bussen bereitzustellen Kraftwerk, das nach einem thermischen Fahrplan arbeitet. Das Vorhandensein von Laststufenschaltern in diesen Transformatoren ermöglicht es, Spannungsschwankungen in Hilfsanlagen zu reduzieren.

Elektrische Anschlusspläne für den Eigenbedarf

Zusätzlich zu den Haupteinheiten – Dampfkessel, Turbinen, Generatoren – sind Wärmekraftwerke mit einer Vielzahl von Mechanismen ausgestattet, die den Betrieb der Haupteinheiten und Hilfsgeräte des Kraftwerks bedienen oder automatisieren. Alle Mechanismen sind zusammen mit ihren Antriebsmotoren, Stromversorgungen, elektrischen Netzwerken und Verteilungsgeräten innerhalb der Station sowie elektrischen Beleuchtungsgeräten in einem Komplex enthalten, der allgemein als Hilfsinstallation bezeichnet wird. In Wärmekraftwerken umfasst die Installation von Hilfsbedarfseinrichtungen Brennstofflager- und Brennstoffversorgungsmechanismen (Autokipper, Entladekräne, Förderbänder, Becherwerke, Heizölpumpen, Siebe, Brecher), Staubaufbereitung (Kohlemühlen, Rohkohlezuführungen, Mühlenventilatoren). , Schnecken, Staubförderer), Zugluft (Gebläseventilatoren, Rauchabsauger, Umluft-Rauchabsauger), Mechanismen des Turbinenraums (Zufuhr-, Kondensat-, Umwälz-Ejektorpumpen, Kondensatreinigungspumpen, Pumpen für Lagerschmier- und Steuersysteme), chemische Wasseraufbereitung und a Anzahl anderer.

Zusätzlich zu den aufgeführten Mechanismen, die dem wichtigsten technologischen Prozess dienen, verfügen Kraftwerke über Hilfsmechanismen: technische Wasserversorgungspumpen, Feuerlöschpumpen, Kompressoreinheiten, Motorgeneratoren zum Laden von Batterien usw.

Die Zuverlässigkeit der Hilfsmechanismen bestimmt maßgeblich die Zuverlässigkeit der Gesamtanlage. Abhängig von der Rolle der Station im technologischen Prozess werden die Hauptmechanismen für ihre eigenen Bedürfnisse in verantwortliche und nicht verantwortliche unterteilt. Zu den verantwortlichen Mechanismen zählen solche, deren Betriebsunterbrechung, auch nur für kurze Zeit, zu einer Verringerung der Produktivität oder zur Abschaltung der Haupteinheiten des Kraftwerks führt. Zu den wichtigsten Hilfsaggregaten zählen Umwälzpumpen, Kondensatpumpen, Ölpumpen von Dampfturbineneinheiten, Kesselspeisepumpen, Rauchabzüge, Gebläse, Staubförderer usw. Zu den unverantwortlichen Mechanismen zählen solche, deren Betriebsunterbrechung für einige Zeit nicht zu einer Verringerung der Abgabe elektrischer oder thermischer Energie führt.

Zum Antrieb von Hilfsmechanismen werden Elektromotoren eingesetzt. Der Dampfantrieb wird für schnelllaufende leistungsstarke Speisepumpen von Anlagen mit überkritischen Dampfparametern eingesetzt.

Die maximale Leistungsaufnahme der Hilfsmechanismen hängt von der Art und Leistung des Wärmekraftwerks, der Art und Qualität des Brennstoffs, den Verbrennungsmethoden und den Dampfparametern ab. Der Stromverbrauch für den Eigenbedarf hängt auch von der richtigen Wahl der Leistung der Mechanismen, der Leistung der Elektromotoren und der Effizienz der Aufrechterhaltung des Betriebsmodus der in Betrieb befindlichen Geräte ab und beträgt 3–14 %, der Verbrauch an Wärmeenergie beträgt 3 –10 %.

Wie alle verantwortungsvollen Stromverbraucher der 1. Kategorie verfügen auch Stromversorgungskreise für den Eigenbedarf über eine Redundanz, die eine unterbrechungsfreie Stromversorgung durch automatisches Einschalten einer Notstromversorgung (ABP) gewährleistet. Redundanz kann in impliziter Form durchgeführt werden (Abb. 4.8), wenn der funktionierende Hilfstransformator auch ein Backup-Transformator ist.

In diesem Fall wird jeder Arbeitstransformator in Bezug auf die Leistung ausgewählt, basierend auf der Bedingung, dass er alle Hilfsbedürfnisse des Wärmekraftwerks decken kann. Solche Redundanzsysteme werden in Wärmekraftwerken mit sehr geringer Leistung eingesetzt. Die Reservierung der Stromversorgung für den Hilfsbedarf von Wärmekraftwerken, die über Generatorspannungsschienen verfügen, kann explizit zum Ausdruck gebracht werden (Abb. 4.9). In diesem Fall ist für mehrere Arbeitshilfstransformatoren ein Reservehilfstransformator (PRTSN) vorgesehen, der automatisch für den Hilfsabschnitt eingeschaltet wird, in dem der Arbeitshilfstransformator abgeschaltet hat. Für jeweils sechs funktionierende Transformatoren (Leitungen) wird ein PRTSN akzeptiert.

Die Wahl der Leistung des Arbeitshilfstransformators der Einheit basiert auf der Berechnung der tatsächlichen Belastung der Hilfsabschnitte (einheits- und stationweit, verbunden mit den Hilfsbussen der Einheit). Eine Reihe von Motoren sind innerhalb eines Blocks oder mehrerer Blöcke als Reservemotoren vorgesehen (Reserveerreger), einige der Mechanismen arbeiten periodisch (Säurewaschpumpe, Feuerlöschpumpen usw.). Start-Standby-Transformatoren für den Eigenbedarf haben die gleiche Leistung wie der größte funktionierende.

Im Falle eines vollständigen, langfristigen (mehr als 30 Minuten) Ausfalls der Netzfrequenzspannung im Zusammenhang mit Unfällen wird das Wärmekraftwerk zuverlässig mit Strom aus dem Nicht-Einheitsteil der Station (sofern vorhanden) vom nächstgelegenen Stromnetz versorgt Anlagen oder Notstromaggregate von Dieselgeneratoren oder Gasturbinengeneratoren der folgenden Verbraucher: Elektromotoren von Drehmechanismen, Batterieladeeinheiten, Instrumentierungsausrüstung, Notbeleuchtung.

Als Quellen Gleichstrom TPPs verwenden Batterien, die eine unabhängige Gleichstromquelle darstellen und ihre Verbraucher bei Unfällen an der Station mit Strom versorgen können. Sie versorgen Verbraucher mit Strom, die unter allen Bedingungen (auch im Notfall) arbeiten müssen. Zu diesen Verbrauchern gehören Steuerkreise für Schaltanlagenschalter aller Spannungen, Steuerkreise für Schaltgeräte von Motoren von 0,4-kV-Hilfsmechanismen, Alarmkreise, Automatisierung, Relaisschutz, Notbeleuchtung, Notpumpen für Steuer- und Schmiersysteme von Turbineneinheiten. Bei thermischen Kraftwerken mit Einheiten ab 300 MW sind für jede Einheit eine Batterie und eine oder zwei Generalstationsbatterien vorgesehen. In Gleichstromkreisen besteht die Möglichkeit einer gegenseitigen Spannungsversorgung.

Bei wiederaufladbaren Batterien werden in der Regel Blei-Säure-Stationärbatterien vom Typ C oder SK (für kurzzeitige Entladungen mit hohem Strom) verwendet.

Alle Stationsbatterien werden im Dauerlademodus betrieben. In diesem Zusammenhang ist für jeden von ihnen ein separates Ladegerät vorgesehen. Zum Laden aller Batterien ist ein stationäres Ladegerät installiert.

Platz für eine offene Schaltanlage (OSD) wird normalerweise von der Seite des Turbinenraums und manchmal von der Seite des permanenten Endes des Hauptgebäudes bereitgestellt.

Im Kühlsystem Der Generator am IES verwendet normalerweise Wasserstoff. Da Wasserstoff explosiv ist, erfolgt seine Lagerung außerhalb des Hauptgebäudes und manchmal auch außerhalb der Station. Die Lagerung erfolgt in speziellen Behältern – Wasserstoffbehältern. Neben- und Nebenanlagen des IES sind im Generalplan so angeordnet, dass die Mindestlänge der Eisenbahn- und Straßenstrecken gewährleistet ist.

Chemisches Wasseraufbereitungssystem. Um die richtige Qualität des Speise- und Zusatzwassers herzustellen, ist im Kraftwerk ein chemisches Wasseraufbereitungssystem (CWT) installiert, das in der Regel Klärbecken, mechanische Filter (Schwefelkohlenstoff oder alluviale Zellulose) und Filter für Wasser umfasst Entsalzung (Na, H – Kation und Anion). Die Ausrüstung des chemischen Aufbereitungssystems befindet sich in der chemischen Werkstatt des IES, die sich in einem separaten Gebäude oder einem kombinierten Nebengebäude des IES befindet. Zusätzlich zur chemischen Behandlung wird das Kondensat beim Betrieb von Kraftwerken mit Direktdurchlaufkesseln einer Reinigung in einer Blockentsalzungsanlage (BDU) unterzogen, die mechanische Filter, Mischfilter und Regeneratorfilter zur Kationenrückgewinnung umfasst und Anionenharze.

Technische Wasserversorgung.

Für den normalen Betrieb von Kraftwerken ist eine zuverlässige und unterbrechungsfreie Wasserversorgung erforderlich. Wasserverbraucher bei IES sind Turbinenkondensatoren und Prozesskondensatoren, Kühlsysteme für Gerätelager, Wasseraufbereitung und hydraulische Entaschung sowie zahlreiche Hilfswärmetauscher und -systeme. Das technische Wasserversorgungssystem eines Kraftwerks umfasst: eine Wasserquelle, Zu- und Ablaufkanäle (Wasserleitungen), Pumpen und Wasserkühler. Je nach Kommunikationsschema und Methoden der Wasserkühlung werden Systeme in Direktdurchfluss-, Umlauf- und Mischsysteme unterteilt.

Das System wird Direktfluss genannt, wenn das gesamte Wasser für das Kraftwerk einer natürlichen Quelle (Fluss, See oder Meer) entnommen und nach der Nutzung in dieselbe Quelle eingeleitet wird. Der Einleitungsort wird flussabwärts gewählt, wenn die Quelle ein Fluss ist, und an einem vom Zaun entfernten Ort, wenn die Quelle ein See oder Meer ist. Das Kommunikationsdiagramm des Direktflusssystems ist in Abb. dargestellt. 4.10.

Wasser aus der Quelle wird dem Kraftwerk über Druckleitungen oder Schwerkraftkanäle zugeführt. Mit Druckversorgung wird am Ufer der Quelle eine Pumpstation errichtet, von der aus Stahlbeton- oder Metallwasserleitungen zum Hauptgebäude verlegt werden. Von den Wasserleitungen werden Abzweigungen zu jeder Turbine vorgenommen. Wenn das Kraftwerk stark von der Quelle entfernt ist und ein großer Höhenunterschied zwischen den Kondensatoren und dem Wasserspiegel in der Quelle besteht, wird eine zusätzliche Pumpstation gebaut.

Bei flachem Gelände erfolgt die Wasserversorgung des Hauptgebäudes über Schwerkraftkanäle. In diesem Fall wird neben dem Hauptgebäude eine zentrale Pumpstation errichtet. Wenn das Kraftwerk in Schlangen gebaut wird, kann es mehrere dieser Stationen geben.

Die Ableitung des Abwassers erfolgt über geschlossene unterirdische Leitungen, die in offene Kanäle übergehen.

Die Einsatzmöglichkeiten eines Direktflusssystems werden durch die Gesetzgebung des Landes, die Umweltbedingungen und die Fließparameter des Flusses bestimmt. Das Wassergesetzbuch der Ukraine verbietet die Verwendung von technischen Wasserversorgungssystemen mit direktem Durchfluss.

Das am weitesten verbreitete Recycling-Wasserversorgungssystem besteht darin, dass die gleiche Wassermenge wiederholt verwendet wird und nur eine kleine Zugabe (Nachfüllung) erforderlich ist, um Wasserverluste auszugleichen. Dieses System ist geschlossener Kreislauf, bestehend aus einem Wasserkühler, Pumpen und Wasserleitungen.

Moderne große Wärmekraftwerke nutzen sowohl Recycling- als auch Mischwasserversorgungssysteme. Die am häufigsten verwendeten Kühler sind künstliche Teiche, Kühltürme und Sprühteiche. Ein ungefähres Diagramm mit einem Kühlteich ist in Abb. dargestellt. 4.11.

Die Konstruktion mit einem Reservoirkühler ist wirtschaftlicher und sorgt für eine niedrigere Temperatur des gekühlten Wassers und ein tieferes Vakuum in den Turbinenkondensatoren. In Systemen mit Kühltürmen verringert sich die entfremdete Fläche, aber die durchschnittliche Jahrestemperatur des gekühlten Wassers nach Verdunstungskühltürmen und der verbrauchte Wasserverbrauch sind höher als in Umlaufsystemen mit Reservoirs. Bei einem System mit Sprühbecken steigt der unwiederbringliche Wasserverbrauch. So werden für die technische Wasserversorgung eines Wärmekraftwerks mit einer Leistung von 1 Mio. kW durchschnittlich 0,9 km3 Wasser pro Jahr benötigt, wovon der Großteil (bis zu 95 %) für die Kühlung von Turbinenkondensatoren verwendet wird. Bei einem zirkulierenden Wasserversorgungssystem sollten etwa 5 % des Gesamtvolumens aus Frischwasser bestehen, um die unwiederbringlichen Wasserverluste im technologischen Kreislauf des Wärmekraftwerks (hauptsächlich durch Verdunstung) und die Spülung des Kühlsystems auszugleichen Halten Sie darin das zulässige Salzregime ein. Bei der Abschlämmung wird Abschlämmwasser in Gewässer (Fluss oder Stausee) eingeleitet, in das mit diesem Wasser Sulfate, Chloride usw. gelangen. Bei einem Kreislaufsystem mit Verdunstungskühltürmen betragen die unwiederbringlichen Wasserverluste 1,5–2 % der Gesamtmenge Wasserverbrauch.

Die technische Wasserversorgung von Kraftwerken ist eng mit der Problematik des Umweltschutzes verbunden. Die Einleitung von erhitztem Wasser (mit hohem Salzgehalt beim Blasen) in die Wasserversorgungsquelle oder die Ableitung der Wärme von gekühltem Wasser in die Atmosphäre kann sich negativ auf die ökologische Situation des angrenzenden Gebietes auswirken.

Bei der Auswahl technischer Wasserversorgungssysteme ist die Minimierung negativer Auswirkungen auf die Umwelt die wichtigste Voraussetzung.

Kraftstoffverbrauch von Kraftwerken

Der Brennstoffverbrauch von Kraftwerken ist ein Komplex technologisch verbundener Geräte, Mechanismen und Strukturen, die der Aufbereitung und Versorgung des Heizraums mit Brennstoff dienen. Die Struktur des Kraftstoffverbrauchs und die eingesetzten Geräte unterscheiden sich bei der Verwendung fester, flüssiger und gasförmiger Kraftstoffe. Der Komplex ist in Form einer kontinuierlichen Produktionslinie ausgeführt, deren Anfang die Empfangs- und Entladevorrichtung und deren Ende das Hauptgebäude ist, in dem der vorbereitete Kraftstoff geliefert wird. Die Brennstoffversorgung und Brennstoffanlagen befinden sich auf der Seite des Heizraums, nicht näher als 200–250 m vom Hauptgebäude entfernt. Der Mindestabstand wird durch den zulässigen Höhenwinkel der Brennstoffzuführförderer bestimmt.

Die Kraftstoffversorgung ist mit verschiedenen Phasen der Kraftstoffaufbereitung sowie mit Lagerungs-, Wiege- und Probenahmevorgängen verbunden. Die Gesamtheit aller Vorgänge nennt man Brennstoffaufbereitung.

Die Aufbereitung fester Brennstoffe besteht darin, sie zu trocknen, auf eine Größe von maximal 25 mm zu mahlen und von Fremdkörpern zu befreien. Während des Aufbereitungsprozesses wird flüssiger Brennstoff durch Siebe gefiltert, erhitzt und dem Heizraum mit genau definierten Temperatur- und Druckwerten zugeführt. Gaskraftstoff erfordert praktisch keine Vorbereitung.

Die Kraftstoffaufbereitung als Hauptaufgabe der Kraftstoffwirtschaft besteht aus folgenden Hauptvorgängen: Kraftstoffannahme und Organisation seiner Kontrolle hinsichtlich Menge und Qualität; Entladen ankommender Waggons; rechtzeitige und unterbrechungsfreie Brennstoffversorgung der Kesselraumbunker und bei Verwendung von Gas und Heizöl - den Brennern von Dampfkesseln; Entfernen zufälliger metallischer und nichtmetallischer Gegenstände aus dem Brennstoff und Zerkleinern fester Brennstoffstücke auf eine Größe von 15–25 mm; Lagerung von Kraftstoff in Lagerhäusern (außer Gas). Bei CPPs, die Kohle, Torf, Schiefer als Brennstoff verwenden, besteht die Brennstoffanlage aus Bahnhofsgleisen (Gleisanlagen), einer Entladevorrichtung, einer Brennstoffversorgung, einem Brechgebäude, Bunkern im Hauptgebäude und einem Lager. In Gebieten mit kontinentalem Klima und der systematischen Ankunft von Autos mit gefrorenem Kraftstoff wird zusätzlich zu den oben genannten Einrichtungen eine Enteisungsanlage gebaut.

Ein typischer Brennstoffverbrauch eines kohlebefeuerten CES ist in Abb. dargestellt. 4.12. Die Kraftstoffanlieferung erfolgt in der Regel per Bahn. Ankommende Autos mit Kraftstoff werden einer Entladevorrichtung zugeführt, die mit Autodumpern ausgestattet ist. Vor der Entladevorrichtung ist eine Wagenwaage installiert, um die Menge des ankommenden Kraftstoffs zu ermitteln. Beim Entladen wird Kohle in den Aufnahmetrichter geschüttet und über einen Zubringer dem ersten Brennstoffzufuhrförderer zugeführt.

In der Entladevorrichtung durchläuft der Brennstoff die erste Aufbereitungsstufe, die darin besteht, ihn in 200–300 mm große Stücke zu zermahlen. Große Kohlestücke werden auf einem Rost, der die Oberseite des Aufnahmetrichters bedeckt, zurückgehalten und mit einer Brech- und Mahlmaschine (CFM) zerkleinert. Auch große Fremdkörper bleiben am Gitter hängen und werden anschließend entfernt. In Abwesenheit von DFM erfolgt die Grobzerkleinerung der Kohle durch Scheibenbrecher, die zwischen der Zuführung und dem Brennstoffzufuhrförderer installiert sind.

Von der Entladevorrichtung gelangt die Kohle in die Transfereinheit, von wo aus sie in ein Lager oder eine Brechanlage geschickt werden kann. Im Brechgehäuse sind Hammerbrecher eingebaut, die die Kohle in Stücke zerkleinern. Vor den Brechern sind Siebe installiert, mit deren Hilfe Kohle, die nicht zerkleinert werden muss, zusätzlich zu den Brechern geleitet wird.

Während sich der Brennstoff entlang des Förderers bewegt, wird er von zufälligen Metallgegenständen befreit. Das Metall wird mithilfe von hängenden Elektromagneten und Riemenscheiben (Metallabscheidern) aufgefangen.

Vom Brechgebäude wird die Kohle per Förderband auf ein Horizontalförderband zum Hauptgebäude transportiert und von dort in die Rohkohlebunker der Dampfkessel geschüttet.

Das Diagramm zeigt ein Kraftstofflager, in dem Scraper und Bulldozer als Transfermechanismen eingesetzt werden. Aus dem Lager wird die Kohle in den Fördertrichter geleitet, durch den die Kohle in die Übergabeeinheit und dann in das Brechgehäuse gelangt. Die Lager sind außerdem mit Ladekränen, Rotationsladern und Staplern ausgestattet. Die Menge an Kraftstoff, die angenommen, verarbeitet und zur Verbrennung oder Lagerung vorbereitet werden kann, charakterisiert die Produktivität der Kraftstoffökonomie. Das bestimmende Merkmal der Produktivität ist der Gesamtbrennstoffverbrauch aller Kessel bei Nennlast des Wärmekraftwerks unter Berücksichtigung von Korrekturen für ungleichmäßige Brennstoffversorgung und Geräteabschaltung.

Die Bunker des Hauptgebäudes dienen dazu, einen Treibstoffvorrat anzulegen und diesen kontinuierlich abzugeben, wenn die Treibstoffversorgung unterbrochen wird. Sie haben die Form eines 4-seitigen Prismas und gehen unten in einen Pyramidenstumpf (Trichter) über, der am Ende ein Auslassloch aufweist. Das Volumen der Bunker ist für eine Treibstoffversorgung von 4-6 Stunden ausgelegt.

Lager dienen dazu, eine Kraftstoffreserve für den Fall einer Unterbrechung der Lieferung zu bilden. Das Lager dient auch als Puffertank und ermöglicht so den Ausgleich ungleichmäßiger Kraftstofflieferungen.

Die Speicherkapazität wird abhängig von der Leistung des IES, der Brennstoffart und der Entfernung zum Lieferanten gewählt. Für mit Kohle betriebene CPPs wird die Lagerkapazität für eine 30-Tage-Versorgung berechnet. Bei einer Entfernung zum Lieferanten von weniger als 100 km verkürzt sich die Lieferung auf 2 Wochen.

Eine Heizölanlage ist ein Komplex von Geräten und Strukturen zur Aufnahme, Lagerung, Aufbereitung und Lieferung von Heizöl an einen Heizraum. Die Hauptobjekte der Heizölindustrie sind: Empfangs- und Entladevorrichtung, Lagerung (Lager), Pumpstation, Heizölleitungen. Diese Objekte bilden zusammen mit Heizölleitungen ein technologisches Diagramm, dessen typische Ansicht in Abb. dargestellt ist. 4.13.

Die Hauptheizölanlage befindet sich in der Regel außerhalb des CPP-Territoriums, nicht näher als 500 m vom nächsten besiedelten Gebiet entfernt. Dies wird durch Brandschutzmaßnahmen und den Wunsch, die Leistung des IES-Generalplans zu verbessern, diktiert. Eine Stromleitung wird zum Standort verlegt, eine Eisenbahnlinie und eine Autobahn gebaut. Alle Heizölanlagen sind mit einem zuverlässigen Blitzschutz ausgestattet.

Heizöl wird per Bahn, Wasser oder Pipeline an CPPs geliefert und in einen Auffangtank eingeleitet. In den Wannen vor den Tanks sind Grobfilter eingebaut, um Fremdkörper zurückzuhalten. Von den Aufnahmetanks wird Heizöl in die Hauptlagertanks gepumpt, die der Bildung einer Heizölreserve dienen.

Aus Lagertanks wird Heizöl durch Schwerkraft oder mit Pumpen zum Gebäude der Pumpstation gefördert, wo Pumpen, Wärmetauscher und Feinfilter installiert sind. Hier wird das Heizöl erhitzt, gereinigt und unter einem bestimmten Druck dem Heizraum zugeführt.

Das technologische Schema sieht Heizöl-Rezirkulationsleitungen vor, die dessen kontinuierliche Bewegung durch Rohre in Rohrleitungen gewährleisten. Dadurch wird verhindert, dass es bei ausgeschalteten Kesseln einfriert.

Heizöl wird in Kraftwerken nicht nur als Hauptbrennstoff, sondern auch als Hilfsbrennstoff für die Befeuerung von Festbrennstoffkesseln verwendet. Je nach Verwendungszweck des Heizöls wird am IES entweder die Haupt- oder die Startheizölanlage gebaut. Die Hauptanlage ist darauf ausgelegt, eine solche Menge Heizöl zu liefern, dass der Betrieb aller Kessel bei Nennlast gewährleistet ist; Anzünden – nur zum gleichzeitigen Anzünden von zwei Kesseln bis zu einer Belastung von 30 % der Nennlast.

Um die Transportsicherheit zu gewährleisten Heizöl muss auf dem gesamten Weg seiner Bewegung erhitzt werden. Die Primärerwärmung auf eine Temperatur von 35–45 °C erfolgt in der Aufnahme- und Entladevorrichtung beim Entleeren aus den Tanks und beim Bewegen entlang der Schwerkraftböden. In Tanks wird Heizöl auf 90 °C erhitzt. Die Enderwärmung auf eine Temperatur von 120–150 °C, die entsprechend den Bedingungen zum Versprühen von Heizöl in die Düsen der Kesselbrennervorrichtungen ausgewählt wird, erfolgt in Heizgeräten, die in der Pumpstation installiert sind.

Der Druck des Heizöls in der Leitung, über die es dem Heizraum zugeführt wird, wird abhängig von der Art der Düsen gewählt. Eine hochwertige Zerstäubung mit mechanischen Düsen ist bei einem Druck von 3–4,5 MPa gewährleistet; Dampf – 0,5–1,0 MPa. Ein Druck von 3–4,5 MPa wird nur dann zuverlässig bereitgestellt, wenn zwei Pumpengruppen in Reihe geschaltet sind. Im ersten Fall steigt der Druck auf 1–1,5 MPa, im zweiten auf den angegebenen Wert. Eine einstufige Druckerhöhung ist aufgrund des Auftretens von Kavitationserscheinungen und Störungen des Pumpenbetriebs unzuverlässig.

Die Annahme- und Entladevorrichtung ist ein Abschnitt der Eisenbahnstrecke mit einer Rutsche zwischen den Schienen, in die Heizöl aus den Tanks abgelassen wird. Die Rinne besteht aus Stahlbeton mit einer Metallauskleidung und einem leichten Gefälle am Boden zu den Auffangbehältern hin. Am Boden des Grabens sind Dampfrohre verlegt, um das Heizöl zu erhitzen.

Um das Entleeren zu beschleunigen, wird das Heizöl in den Tanks durch Dampf mit einem Druck von 1–1,2 MPa erhitzt, der dem Tank durch den oberen Hals zugeführt wird. In einigen CPPs werden zu diesem Zweck Heizgeräte eingesetzt, die ähnlich wie Abtaugeräte aufgebaut sind.

Die Tanks dienen der Aufnahme und Lagerung von Heizöl. Die Gesamtkapazität der Tanks im Lager ist für eine 15-tägige Versorgung berechnet, wenn Heizöl per Bahn angeliefert wird und der Hauptbrennstoff ist. Bei Lieferung über Pipelines erfolgt die Versorgung für 3 Tage. Wenn Heizöl der Startbrennstoff ist, ist ein Vorrat für 10 Tage vorgesehen. Um die technologische Zuverlässigkeit der Verarbeitung und Versorgung des Heizraums mit Heizöl zu gewährleisten, sind im Lager mindestens drei Tanks installiert.

Tanks bestehen aus Metall oder Stahlbeton. Ihre Umsetzung kann oberirdisch, unterirdisch oder halbunterirdisch erfolgen. In den Tanks wird das Heizöl über Dampfoberflächenwärmetauscher und durch die Umwälzung von heißem Heizöl erhitzt. Den Heizgeräten wird Dampf mit einem Druck von 0,5–0,6 MPa zugeführt.

Heizöl wird in Tanks bei einer Temperatur von 70–90 °C gelagert. Um den Wärmeverlust an die Umgebung zu reduzieren, werden die Wände oberirdischer Tanks mit einer Wärmedämmung in Form von Mineralwollmatten mit einer Außenummantelung aus Zinn oder einer Schicht Asbestzementputz abgedeckt.

Heizölpumpstationen werden als separates Gebäude mit Räumen für Pumpen, Lüftungsgeräte, Schalttafel und Schaltanlagen errichtet. Zur technologischen Ausstattung der Heizölpumpstation gehören Pumpen, Filter, Heizgeräte und Geräte zum Sammeln und Reinigen von mit Heizöl verunreinigtem Wasser.

Zur Förderung von Heizöl werden spezielle Pumpen eingesetzt. In der Heizölpumpstation sind Kreiselpumpen mit horizontaler Welle und in den Tanks axiale Tauchpumpen installiert. Beide verfügen über Elektromotoren mit abgedichtetem Gehäuse.

Grobfilter werden in Form von Maschen mit Zellen von 10 × 10 mm2 hergestellt. Die Feinreinigung erfolgt in Gehäusefiltern durch Maschen mit Zellen von 1× 1 mm2.

Zur Enderhitzung von Heizöl auf eine Temperatur von 120–150 °C werden zweiteilige Rohrwärmetauscher eingesetzt. Heizöl bewegt sich durch die Rohre und Dampf mit einem Druck von 1–1,2 MPa wird dem Rohrzwischenraum zugeführt.

Die Räumlichkeiten der Heizölpumpstation gelten als explosionsgefährliche Objekte. Daher sind alle elektrischen Armaturen und Elektromotoren explosionsgeschützt. Notabsperrventile werden an Saug- und Druckleitungen für Heizöl 10–15 m vom Gebäude der Pumpstation entfernt installiert. Die Heizölheizung ist in der Regel mit einem Lager für Öle und Kraft- und Schmierstoffe verbunden.

Der Kraftstoffverbrauch von IES mit Gasbrennstoff besteht aus einem Gasverteilungspunkt (GDP) und einem Gasleitungssystem. Die Gasversorgung des Gasverteilungspunkts erfolgt über eine außerhalb des IES gelegene Verteilerstation, die an die Hauptgasleitung angeschlossen ist. Der Gasdruck vor dem Gasverteilungspunkt beträgt 1–1,2 MPa und nach der hydraulischen Frakturierung 0,05–0,12 MPa. Bei der Vorbereitung des Gases für die Verbrennung geht es darum, es von Staub zu reinigen und den erforderlichen Druck vor den Brennern sicherzustellen.

Das Gasverteilungspunktdiagramm (Abb. 4.14) sieht die Installation eines Faserfilters zur Gasstaubentfernung, eines automatischen Gasdruckreglers, Instrumenten zur Messung von Druck und Gasdurchfluss, Absperrventilen sowie einer Bypassleitung zur Versorgung vor Gas in den Heizraum bei Reparaturen an Gasverteilungspunkten.

Gasverteilungspunkte an leistungsstarken CPPs befinden sich in einem separaten Gebäude, das aus zwei Räumen besteht: dem Hauptraum, in dem alle Armaturen und Instrumente installiert sind, und dem Nebenraum, der für die Heizungs- und Lüftungsanlage vorgesehen ist. Bei CPPs mit einer Leistung von bis zu 1200 MW wird in der Regel ein Gasverteilungspunkt gebaut, bei höherer Leistung können es auch zwei oder mehr sein.

Die Verlegung aller Gasleitungen auf dem Gebiet des IES erfolgt oberirdisch auf Stahlbeton- oder Metallüberführungen. Die Gasversorgung erfolgt vom Gasverteilungspunkt zur Hauptleitung des Heizraums und von dort über eine Gasleitung zu den Heizkesseln. An den Ausgängen zu den Kesseln sind Absperr- und Regelventile mit Fernbedienung sowie ein Gerät zur Messung des Gasdurchflusses installiert. An allen Endpunkten von Gasleitungen sind Spülleitungen mit dichten Anschlüssen installiert, um bei Reparaturen Gas aus den Leitungen zu entfernen.

Um Reparaturarbeiten sicherzustellen Wärmekraftwerke benötigen die Anwesenheit von Druckluft, Sauerstoff und Gas. Zu diesem Zweck gibt es ein spezielles verzweigtes System zur Versorgung dieser Medien. Der Betrieb des Druckluftsystems erfolgt über eine Kompressorstation, die Sauerstoffversorgung erfolgt über eine Stickstoff-Sauerstoff-Station.

Organisation der technologischen Prozesssteuerung in Wärmekraftwerken. Die Gewährleistung eines zuverlässigen und effizienten Betriebs aller Überwachungs- und Steuerungsgeräte und der von ihnen bedienten Geräte hängt von vielen Faktoren ab, und einer davon ist die Organisation des Managements in Wärmekraftwerken. Unter der Organisation der Steuerung in Wärmekraftwerken wird eine solche Struktur von Verbindungen zwischen Steuerungsobjekten, dem Betreiber und Überwachungs- und Steuerungsmitteln verstanden, die die Aufrechterhaltung des technologischen Prozesses mit den festgelegten technologischen Indikatoren gewährleistet.

Diese Struktur basiert einerseits auf den psychologischen Daten einer Person (Bediener) und andererseits auf technischen und wirtschaftlichen Faktoren, die das Objekt und das Steuerungssystem charakterisieren. Zu den ersten gehören: technische Qualifikation und Erfahrung des Bedieners, seine Ausbildung, Reaktionsgeschwindigkeit auf erhaltene Informationen über den Zustand des Objekts und den Fortschritt des Prozesses, Ermüdung. Die zweite umfasst die Art des Wärmekraftwerks (Block- oder Verbundkraftwerk), die Komplexität der Ausrüstung und der technologischen Systeme, den Automatisierungsgrad der Anlage usw.

Charakteristisch für Blockheizkraftwerke ist die Steuerung aller im Block enthaltenen Geräte durch einen Bediener über die Blockschalttafel (MCR).

Das Objekt selbst hat einen wesentlichen Einfluss auf die Organisation der Steuerung: seine strukturelle Komplexität, sein technologisches Schema sowie seine statischen und dynamischen Eigenschaften. Energieausrüstung – Kessel, Turbinen, Generatoren, Pumpen usw. – kann als eine der komplexesten Einheiten eingestuft werden. Dies gilt im Allgemeinen für die Energieeinheit, bei der es sich um einen Komplex der aufgeführten Geräte handelt, die durch einen einzigen technologischen Prozess verbunden sind.

Auch die Blöcke selbst können nach Schwierigkeitsgrad unterteilt werden. Beispielsweise ist eine Anlage mit einem mit Gas oder Heizöl betriebenen Trommelkessel einfacher als eine Anlage mit einem Mehrofen- oder Mehrgehäuse-Durchlaufkessel, in dem feste Brennstoffe verbrannt werden.

Die Organisation der Steuerung von Energieanlagen wird stark vom Automatisierungsgrad thermischer Kraftwerke beeinflusst.

Basierend auf modernen Anforderungen bereitet das Steuerungssystem automatisch umfassende Informationsdaten für das Personal auf und ist durchsuchbar optimale Lösungen während der Inbetriebnahme und des normalen Betriebs des Aggregats, um den Schutz der Ausrüstung vor Beschädigungen und die Vermeidung von Unfällen zu gewährleisten. Dieses Niveau erfordert eine umfassende Implementierung von Computertools.

Die Organisation der Steuerung von Wärmekraftwerken steht in engem Zusammenhang mit dem eingeführten Steuerungssystem für die Energieausrüstung der Blöcke, bei dem es sich um eine Reihe technischer Mittel zur Steuerung, Sammlung, Verarbeitung und Darstellung von Informationen im Zusammenhang mit der Anlage und untereinander handelt so dass das Personal mit ihrer Hilfe die Ausrüstung in allen Betriebsmodi steuern kann.

In modernen Wärmekraftwerken ist das Steuerungssystem automatisiert und besteht in der Regel aus zwei Ebenen: Die erste ist ein automatisiertes Prozessleitsystem (APCS), das die Steuerung einzelner Blöcke, Blockgruppen oder eines Kraftwerksblocks ermöglicht. Die zweite Ebene ist automatisiertes System Verwaltung des Wärmekraftwerks als Ganzes (ASU TPP), sodass das Personal nicht nur das Kraftwerk, sondern auch das Kraftwerk am effektivsten und effizientesten verwalten kann Wirtschaftstätigkeit TPP.

Das Steuerungssystem der Energieausrüstung der Einheit ist in Abb. dargestellt. 4.15. Es umfasst die folgenden Subsysteme: Information; Alarm; Fern- und Automatiksteuerung; automatische Regulierung; technologischer Schutz und Blockierung.

Das Informationssubsystem ermöglicht die kontinuierliche Sammlung, Verarbeitung und Darstellung von Informationen über den Betrieb und den Zustand der Ausrüstung sowie den Fortschritt des technologischen Prozesses, die Beschaffung von Hilfsinformationen, die für die Untersuchung der Situation sowie für die Erstellung technischer Berichte und die Berechnung technischer und wirtschaftlicher Indikatoren erforderlich sind des Betriebs thermischer Kraftwerke.

Das Alarm-Subsystem umfasst Geräte, die durch Licht- oder Tonsignale Betriebsinformationen über Verstöße im technologischen Prozessmodus oder den Betrieb von Einheiten liefern. Der Alarm hat folgende Hauptfunktionen: das Personal auf eine Verletzung der Betriebsbedingungen der Anlage oder auf eine Notfallsituation aufmerksam zu machen; Geben Sie ein Verständnis für die Gründe für das Geschehen und helfen Sie dabei, Fehlhandlungen zu beseitigen und unter den aktuellen Bedingungen die richtige Entscheidung zu treffen.

In Wärmekraftwerken werden Alarme für zwei Zwecke eingesetzt: technische und Notfallalarme.

Prozessalarme dienen dazu, das Personal vor Abweichungen der Betriebsparameter von festgelegten Grenzwerten und Verstößen gegen den technologischen Prozess zu warnen; Hierzu zählen auch Schutzalarme.

Der Notfallalarm gibt dem Personal einen Überblick über die Position der Mechanismen (in Betrieb, nicht in Betrieb, Not-Aus, Einschalten der Reserve usw.).

Ferngesteuerte und automatische Steuerungssubsysteme üben diskrete Auswirkungen auf elektrifizierte Antriebe von Mechanismen sowie Absperr- und Steuerventilen aus, die sich an verschiedenen Stellen des Aggregats befinden, ferngesteuert von der Steuerstation oder automatisch nach festgelegten logischen Programmen. In modernen Wärmekraftwerken hat die Fernsteuerung einen hohen Zentralisierungsgrad erreicht: Etwa 80 % der Ventilantriebe und 90 % der Hilfsgeräte werden über Block- oder Gruppentafeln gesteuert. Die Fernbedienung kann individuell oder gruppenweise erfolgen.

Bei der Gruppensteuerung wird ein Befehl entweder gleichzeitig an mehrere Antriebe (z. B. mehrere Ventile auf parallelen Dampf-Wasser-Strecken eines Kessels) oder an einen Antrieb einer Gruppe funktionsbezogener Mechanismen gesendet, wobei der Befehl gemäß a weiterentwickelt wird spezifisches Programm.

Eine Weiterentwicklung des Gruppenmanagements sind hierarchische Systeme zur Verwaltung funktionaler Gruppen.

Das automatische Steuerungssubsystem ist einer der wichtigsten Teile des Steuerungssystems, da es die Grundlage für die Automatisierung von Produktionsprozessen bildet und dessen höchste Ebene darstellt. Die automatische Steuerung erhöht die Effizienz der Anlage, erhöht die Zuverlässigkeit ihres Betriebs und erhöht die Produktivität des Personals. Bei automatischen Steuerungssystemen für Energieanlagen lassen sich vier Hauptgruppen von Reglern unterscheiden.

Zur ersten Gruppe gehören besonders wichtige Regler, die einen zuverlässigen Betrieb der Geräte gewährleisten. Die Funktionen solcher Regler können nicht durch manuelle Eingriffe des Bedieners ersetzt werden, und ihr Ausfall führt normalerweise zum Anhalten des Geräts (z. B. eines Turbinendrehzahlreglers).

Die zweite Gruppe umfasst Regimeregler, die die Durchführung des Prozesses sicherstellen (z. B. Verbrennungsregler, Dampftemperaturregler). Ihre Deaktivierung führt in der Regel nicht zum Stillstand des Geräts, da die Regelung zwar weniger wirtschaftlich, aber manuell erfolgen kann.

Zur dritten Gruppe gehören Anlaufregler, die die Aufrechterhaltung der notwendigen Parameter beim Anlauf des Gerätes sicherstellen. Unter normalen Bedingungen nehmen diese Regler nicht am Betrieb teil.

Die vierte Gruppe schließlich besteht aus lokalen Reglern, die für die Regulierung von Hilfsprozessen sorgen, beispielsweise den Wasserstand in Entgasern, Erhitzern usw.

Die allgemeine Aufgabe der automatischen Steuerung besteht darin, optimale Bedingungen für jeden technologischen Prozess ohne menschliches Eingreifen aufrechtzuerhalten. Zu diesen Bedingungen in Wärmekraftwerken gehört die Übereinstimmung zwischen der elektrischen Belastung des Turbogenerators und der Leistung des Dampferzeugers (in Blockkraftwerken), wobei Druck und Temperatur des Dampfes innerhalb bestimmter Grenzen gehalten werden; sparsame Kraftstoffverbrennung; Anpassung der Leistung der Zufuhranlage an die Belastung der Dampferzeuger sowie Aufrechterhaltung stabiler Werte der Parameter einer Reihe von Hilfsprozessen.

Das Teilsystem der technologischen Schutzvorrichtungen und Verriegelungen wird häufig zum Schutz von Geräten vor Beschädigungen und zur Vermeidung von Unfällen eingesetzt. Elektrische Geräte (Elektromotoren, Generatoren, Transformatoren) nutzen Überlast-, Überspannungs-, Strom-, Blitz- und andere Schutzarten. Der Schutz thermisch-mechanischer Ausrüstung begann sich im Zusammenhang mit der massiven Inbetriebnahme großer Kraftwerke zu entwickeln. Die Anzahl der Verteidigungsanlagen und die Komplexität ihrer Konstruktionen hängen weitgehend davon ab Design-Merkmale und Zuverlässigkeit der Hauptausrüstung. Für den ordnungsgemäßen Betrieb der Ausrüstung von Wärmekraftwerken sehr wichtig verfügt über eine zeitnahe und genaue Bestimmung der Grundursache der Schutzaktivierung. Zu diesem Zweck werden Licht- und Tonalarme sowie Systeme zur Ermittlung der Grundursache der Schutzaktivierung eingesetzt.

Die Struktur der Managementorganisation bei Blockheizkraftwerken ist in Abb. dargestellt. 4.16. Es enthält:

• das zentrale Bedienfeld des Wärmekraftwerks (CPC), in dem sich der Stationsdienstingenieur (DIS) befindet;
• Blockschalttafeln (BCR) – Standort der Blockbediener (BOP), die dem diensthabenden Ingenieur der Station zugeordnet sind;
• Lokale Schalttafeln (LCC) für allgemeine Stationsgeräte, Kraftstoffversorgung und chemische Wasseraufbereitung mit ständigem Wartungspersonal sowie Räume für Heizölpumpen, Kompressoren und Elektrolyseure, die von Installateuren (Ob) gewartet werden.

Das zentrale Bedienfeld dient zur Steuerung der Kommunikationselemente mit dem Stromnetz und von dort aus werden folgende Aufgaben ausgeführt:

• Überwachung und Steuerung von Leitungs- und Sammelschienentrennern aller Hochspannungsschaltanlagen und Spartransformatoren für die Kommunikation zwischen Hochspannungsschaltanlagen (RU);
• manuelle Synchronisierung an Busgeräten und Spartransformatorschaltern für die Kommunikation zwischen Hochspannungsschaltanlagen;
• Verwaltung und Steuerung von Notstromversorgungen für den Hilfsbedarf von 6 kV und Elektromotoren von Notstromerregern;
• Steuerung der zentralen Küstenpumpstation.

Der zentrale Kontrollraum konzentriert eine kleine Menge an Informationen über den Betrieb der Einheiten, Alarme über Gerätestörungen öffentlicher Geräte, die nicht über ständiges Personal verfügen, Alarme über den Zustand aller vom zentralen Kontrollraum aus gesteuerten Elemente sowie Alarme über die Position von Schaltgeräten.

Für Hochleistungskraftwerke (2400 MW oder mehr) reicht eine solche Menge an Informationen über den Betrieb von Einheiten, die an die Leitwarte geliefert werden, in der sich das DIS befindet, nicht mehr aus. Es sind umfassendere Informationen über den Betrieb der Blöcke, den Zustand der Ausrüstung sowie Kenntnisse über eine Reihe technischer und wirtschaftlicher Indikatoren erforderlich, die zur Ermittlung der Effizienz des Wärmekraftwerks erforderlich sind. Zu diesem Zweck muss in der Leitwarte eine öffentliche Informations- und Rechenstelle eingerichtet werden, um die für die Analyse des Betriebs von Wärmekraftwerken erforderlichen Daten zu sammeln, zu verarbeiten und an einen übergeordneten Energieverband weiterzuleiten. Informationen zu einem solchen Punkt können sowohl von Blockinformations-Rechengeräten als auch direkt von Standardmesssätzen des Blocks stammen.

Der Kontrollraum dient der Fernüberwachung und -steuerung der Einheit. Von diesem Panel aus wird die Anlage im Normalbetrieb und in Notsituationen der Start und die geplante Abschaltung des Geräts oder seiner einzelnen Geräte gesteuert.

Um optimale Lösungen zu erhalten, ist ein Teil der Überwachungs- und Steuerungsausrüstung für einzelne Einheiten auf lokalen Bedienfeldern (LCC) – in der Nähe der Einheiten – untergebracht. Solche Platinen wurden beispielsweise für die Brenner eines Dampferzeugers, einer Regenerationsanlage eingebaut und an die Alarmzentrale angeschlossen. Lokale Steuertafeln für allgemeine Stationsanlagen werden zum Starten und Stoppen von Einheiten, zum sofortigen Schalten elektrischer Absperrventile sowie zur Überwachung des Betriebs von Geräten und zur Signalisierung von Betriebsstörungen verwendet.

Bei der Organisation des Managements in Wärmekraftwerken, die ein klares Zusammenspiel des Betriebspersonals aller Dienstgrade ermöglicht, werden sie häufig eingesetzt moderne Mittel Kommunikation und Signalisierung. Zur Übermittlung von Befehlen des DIS und des Leitwartenpersonals an das Betriebspersonal werden folgende Arten der Betriebskommunikation verwendet: Zwei-Wege-Kommunikation zwischen dem DIS und dem untergeordneten Betriebspersonal; bidirektionale Kommunikation zwischen Kontrollraumbedienern und untergeordnetem Personal (Geräteinspektoren); stationweit und blockieren die Befehlssuchkommunikation.

Die betriebliche Zwei-Wege-Kommunikation kann kombiniert werden – Telefon und Lautsprecher. Diese Art der betrieblichen Kommunikation kann durch industrielle Mehrkanal-Fernsehanlagen ergänzt werden. Darüber hinaus verfügt der diensthabende Stationsingenieur über die Möglichkeit, eine Rundkommunikation durchzuführen und ein Tonbandgerät anzuschließen.

Rauchgasreinigung, Asche- und Schlackenentfernung

Das Rauchgasreinigungssystem existiert aufgrund der Tatsache, dass die Verbrennungsprodukte des Kraftstoffs giftige, umweltschädliche Bestandteile enthalten: Flugasche, Schwefeloxide (SO2 und SO3) und Stickstoff (NO und NO2). Um sie mit den Abgasen zu entfernen, werden Gas-Luft-Hilfsgeräte (Ventilatoren, Rauchabsauger) eingesetzt, die dem Ofen der Kesselanlage Verbrennungsluft zuführen und Verbrennungsprodukte abführen.

Verlangen kann natürlich oder künstlich sein. Aufgrund der unterschiedlichen Dichte der atmosphärischen Luft und der heißen Gase im Schornstein wird ein natürlicher Zug über einen Schornstein erzeugt.

Bei Installationen mit hohem aerodynamischem Widerstand des Gasweges, wenn der Schornstein keinen natürlichen Zug bietet, wird durch den Einbau von Rauchabsaugern künstlicher Zug genutzt. Das vom Rauchabzug erzeugte Vakuum wird durch den aerodynamischen Widerstand des Gaswegs und die Notwendigkeit bestimmt, im Feuerraum ein Vakuum von 20–30 Pa aufrechtzuerhalten. Bei Kesselanlagen kleiner CES beträgt der vom Rauchabzug erzeugte Unterdruck 1–2 kPa und bei leistungsstarken 2,5–3 kPa.

Um den Ofen mit Luft zu versorgen und den aerodynamischen Widerstand des Luftwegs (Luftkanäle, Lufterhitzer, Brennstoffschicht oder Brenner) zu überwinden, werden vor dem Lufterhitzer Ventilatoren installiert.

Beim Betrieb eines Kraftwerks mit festen Brennstoffen ist der Einsatz von Aschesammlern zwingend erforderlich, die nach ihrem Funktionsprinzip in mechanische (trocken und nass) und elektrostatische Aschesammler unterteilt werden. Mechanische Trockenaschesammler vom Zyklontyp trennen aufgrund der Zentrifugalkräfte während der Rotationsbewegung der Strömung Partikel vom Gas. Der Aschesammelgrad beträgt in ihnen 75–80 % bei einem hydraulischen Widerstand von 0,5–0,7 kPa. Mechanische Nassaschesammler sind vertikale Zyklone, an deren Wänden ein Wasserfilm herunterfließt. Der Grad der Ascheansammlung in ihnen ist höher und übersteigt 80–90 %. Elektrofilter sorgen für einen hohen Grad der Gasreinigung (95–99 %) bei einem hydraulischen Widerstand von 150–200 Pa, ohne die Temperatur zu senken und die Rauchgase zu befeuchten.

Um Schlacke und Asche außerhalb des Industriegeländes von Kohlenstaubkraftwerken zu entfernen, gibt es eine Asche- und Schlackenentfernungsanlage. Am IES kommen drei Hauptmethoden zur Entfernung von Asche und Schlacke zum Einsatz: mechanisch (mit Hilfe von Schnecken oder Förderbändern), pneumatisch (unter Luftdruck in geschlossenen Rohren oder Kanälen) und hydraulisch (Spülung mit Wasser in offenen oder geschlossenen Kanälen). Die gebräuchlichste hydraulische Methode.

Aschedeponien dienen der Lagerung entfernter Schlacke und Asche. Das Fassungsvermögen der Aschedeponie ist darauf ausgelegt, diese innerhalb von 15–20 Jahren zu füllen. Aschedeponien befinden sich in Schluchten, Tieflandgebieten und sind von einer Böschung (Staudamm) umgeben. Beim Absetzen des der Aschedeponie zugeführten Asche-Schlacke-Gemisches fallen Schlacke- und Aschepartikel aus und das geklärte Wasser fließt zu den Auffangbrunnen, von wo es dem Heizraum zur Wiederverwendung zugeführt oder gereinigt und in einen nahegelegenen Behälter eingeleitet wird. Um Staubbildung zu vermeiden, wird die verfüllte Fläche der Aschekippe mit Erde bedeckt und mit Gras besät.

Als Reaktion auf die wachsende weltweite Besorgnis über schädliche Emissionen von Kohlekraftwerken werden nun alle Anstrengungen unternommen, um deren Effizienz zu steigern und ihre Umweltleistung zu verbessern.

Ende des 20. – Anfang des 21. Jahrhunderts. Weltweit wurden Aggregate thermischer Kraftwerke mit verbesserter Umweltverträglichkeit und Effizienz in Betrieb genommen. davon liegt im Bereich von 42–49 % aufgrund des Einsatzes modernster Hochtemperatur-Stromerzeugungstechnologien (Tabelle 4.1).

Tabelle 4.1 Beispiele für fortschrittliche Energieerzeugungstechnologien in Europa, den USA, Japan und China

		Nennleistung der Einheit, MW	Dampfdruck, MPa	Arbeitsdampftemperatur,	Überhitzerdampftemperatur RH1, °C	Überhitzerdampftemperatur RH2,	Nomineller Wirkungsgrad, %
Holland
Finnland
Deutschland
Deutschland

Wie aus Tabelle 4.1 ersichtlich ist, sind Kraftwerke mit Einzelüberhitzung von überkritischem und überkritischem Druckdampf in Deutschland, Dänemark, Holland sowie in den Ländern Südostasiens erfolgreich im Einsatz.

Eines der umweltfreundlichsten und produktivsten Kohlekraftwerke der Welt zu Beginn des 21. Jahrhunderts ist das Wärmekraftwerk Hemweg in den Niederlanden, dessen Kraftwerksblock Hemweg 8 im Mai seine volle Auslegungsleistung von 630 MW erreichte 1994.

Eines seiner Hauptmerkmale ist die Verwendung des Kessels im überkritischen Druckmodus, um einen hohen thermischen Wirkungsgrad zu erreichen. (42 %) und damit das Vorhandensein geringer CO2-Emissionen. Um einen optimalen Betrieb des Kraftwerks zu gewährleisten,

Zusätzlich zu fortschrittlichen Betriebs- und Emissionskontrolltechnologien kamen hochentwickelte Kontroll- und Betriebssysteme zum Einsatz, nämlich: modernes System Steuerung zur Optimierung des Betriebs des Aggregats; moderne Management- und Wartungstechniken zur Gewährleistung einer hohen Effizienz und Funktionsfähigkeit des Aggregats; Verarbeitung fester Rückstände zur Verwendung als Baumaterial beim Bau von Gebäuden und Straßen; Behandlung flüssiger Abwässer, um das Risiko einer Boden- oder Wasserverschmutzung zu minimieren.

Seit August 2002 ist im Kraftwerk Niederaußem (Deutschland) das Kraftwerk „K“ mit einer Leistung von 1000 MW s und Frischdampfparametern von 27,4 MPa, 580 °C in Betrieb, wobei ein wichtiges Merkmal die Verwendung von hoher Feuchtigkeit ist Braunkohle mit einem Heizwert von 1890–2510 kcal/kg.

In Dänemark sind die Kraftwerksblöcke Skaerbaek 3 und Nordjyland 3 mit einer Leistung von 411 MW mit doppelter Dampfzwischenüberhitzung erfolgreich in Betrieb, wodurch die Effizienz dieser Blöcke gesteigert werden konnte. bis zu 49 und 47 %.

Der Betrieb von Kraftwerken mit modernsten Technologien hat gezeigt, dass es möglich ist, ein hohes Maß an sauberer Kohleverbrennung zu erreichen, was eine Reduzierung (bis auf Null) der Emissionen von CO2 und anderen Schadstoffen in die Umwelt, eine hohe Kreislaufproduktivität und eine hervorragende Leistung ermöglicht von Wärmekraftwerken.

In Grevenbroich/Neurath (Deutschland) entsteht derzeit eines der weltweit modernsten Wärmekraftwerke auf Braunkohlebasis. Die beiden im Bau befindlichen Kraftwerksblöcke des neuen thermischen Kraftwerks werden eine Leistung von jeweils 1.100 MW haben und einen für Kohlekraftwerke recht hohen Wirkungsgrad aufweisen. – 43 %.

Jährlich wird der Ausstoß von 6 Millionen Tonnen Kohlendioxid (CO2) „eingespart“ und der Ausstoß von Schwefeldioxid, Stickoxiden und Staub um ein Drittel reduziert. Dieser Wirkungsgrad wird durch den Einsatz neuer Baumaterialien, Elektrofilter und eine vollständige Automatisierung des Kraftwerks erreicht, dessen Betrieb von einer zentralen Leitstelle aus überwacht wird. Das Kraftwerk soll voraussichtlich im Jahr 2014 ans Netz gehen.

Derzeit arbeiten Energieingenieure des vereinten Europas weiterhin an der Schaffung eines verbesserten Kraftwerks mit einer Frischdampftemperatur von 700 °C und einem Kohlenstaubkessel für dieses Gerät (das Projekt heißt AD 700 PF). Diese Arbeit brachte alle führenden Hersteller von Energietechnik sowie die größten Energieunternehmen und Forschungs- und Entwicklungsorganisationen zusammen Westeuropa. Unternehmen wie Alstom, Mitsui Babcock, Ansaldo, Enel, Deutsche Babcock, KEMA, EDF sowie die bekannten Metallurgieunternehmen British Steel und Sandvik beteiligen sich in verschiedenen Phasen aktiv daran Berücksichtigt werden die Erfahrungen führender Energietechnikunternehmen, die Ende der 90er Jahre des 20. Jahrhunderts mehrere leistungsstarke Kohlekraftwerke mit Effizienz produzierten. im Bereich von 42–45 %.

Während der Arbeit am AD 700 PF-Projekt bereiten Alstom-Entwickler Materialien für den Bau einer 400-MW-Demonstrationseinheit mit einem Turmkessel mit den folgenden Parametern vor:

• Hochdruckdampf: 991 t/h, 35,8 MPa, 702 °C;
• Nacherhitzungsdampf: 782 t/h, 7,1 MPa, 720 °C;
• Speisewassertemperatur 330°C. Nach vorläufigen Schätzungen Effizienz Razra
• des Kohlenstaubkraftwerks im Rahmen des AD 700 PF-Projekts wird 53–54 % betragen, wodurch eine große Menge Brennstoff eingespart und der Ausstoß giftiger Schadstoffe (NOx, SOx) deutlich reduziert werden kann
• Treibhausgase (CO2).

Das technologische Diagramm eines Wärmekraftwerks spiegelt die Zusammensetzung und Wechselbeziehung seiner technologischen Systeme sowie den allgemeinen Ablauf der in ihnen ablaufenden Prozesse wider. In Abb. Abbildung 11 zeigt ein schematisches Diagramm eines Brennwertkraftwerks mit Festbrennstoff.

Das Wärmekraftwerk umfasst: Brennstoffanlagen und ein System zur Vorbereitung des Brennstoffs für die Verbrennung; Kesselanlage– eine Reihe von Kessel- und Hilfsgeräten (besteht aus dem Kessel selbst, der Verbrennungsvorrichtung, dem Überhitzer, dem Wassersparer, dem Lufterhitzer, dem Rahmen, der Auskleidung, den Armaturen, den Kesselhilfsgeräten und den Rohrleitungen); Turbinenanlage– eine Reihe von Turbinen und Hilfsgeräten; Wasseraufbereitungs- und Kondensatreinigungsanlagen; technisches Wasserversorgungssystem, Asche- und Schlackenentfernungssystem; Elektrotechnik; Steuerungssystem für Energieanlagen.

Die Brennstoffwirtschaft umfasst Empfangs- und Entladevorrichtungen, Transportmechanismen, Brennstofflager für feste und flüssige Brennstoffe, Vorrichtungen zur Vorbrennstoffaufbereitung (Kohlenzerkleinerungsanlagen). Zur Heizölanlage gehören auch Pumpen zur Förderung von Heizöl und Heizgeräten.

Die Vorbereitung fester Brennstoffe für die Verbrennung erfolgt durch Mahlen und Trocknen in einer Staubaufbereitungsanlage, und die Vorbereitung von Heizöl besteht darin, sie zu erhitzen, von mechanischen Verunreinigungen zu reinigen und manchmal mit speziellen Additiven zu behandeln. Vorbereitung Gasbrennstoff läuft hauptsächlich auf die Regulierung des Gasdrucks hinaus, bevor es in den Kessel gelangt.

Die für die Brennstoffverbrennung benötigte Luft wird dem Kessel durch Umluftventilatoren zugeführt. Produkte der Kraftstoffverbrennung – Rauchgase werden durch Rauchabzüge abgesaugt und über Schornsteine ​​in die Atmosphäre abgegeben. Eine Reihe von Kanälen (Luftkanäle und Schornsteine) und verschiedene Geräteelemente, durch die Luft und Rauchgase strömen, bilden ein Gas

Luftweg eines Wärmekraftwerks. Zu seiner Zusammensetzung gehören Rauchabsauger, Schornstein- und Gebläseventilatoren Entwurf einer Installation. In der Brennstoffverbrennungszone unterliegen die in seiner Zusammensetzung enthaltenen nicht brennbaren (mineralischen) Verunreinigungen physikalischen und chemischen Umwandlungen und werden teilweise in Form von Schlacke aus dem Kessel entfernt, und ein erheblicher Teil davon wird von den Rauchgasen in die Brennstoffverbrennungszone abtransportiert Form kleiner Aschepartikel. Um die atmosphärische Luft vor Ascheemissionen zu schützen, werden Aschesammler vor den Rauchabzügen installiert (um deren Ascheverschleiß zu verhindern).

Schlacke und aufgefangene Asche werden in der Regel außerhalb des Kraftwerksbereichs hydraulisch auf Aschedeponien abtransportiert. Bei der Verbrennung von Heizöl und Gas werden keine Aschesammler installiert.

Bei der Verbrennung von Brennstoff wird chemisch gebundene Energie in Wärmeenergie umgewandelt, es entstehen Verbrennungsprodukte, die in den Heizflächen des Kessels Wärme an das Wasser und den daraus erzeugten Dampf abgeben.

Es entsteht die Gesamtheit der Ausrüstung, ihrer einzelnen Elemente, Rohrleitungen, durch die sich Wasser und Dampf bewegen Wasserdampfweg der Station.

Im Boiler wird das Wasser auf Sättigungstemperatur erhitzt, verdampft und das entstehende Wasser verdampft gesättigter Dampfüberhitzt. Anschließend wird der überhitzte Dampf über Rohrleitungen zur Turbine geleitet, wo seine Wärmeenergie in mechanische Energie umgewandelt wird, die an die Turbinenwelle übertragen wird. Der in der Turbine ausgestoßene Dampf gelangt in den Kondensator, gibt Wärme an das Kühlwasser ab und kondensiert.

Aus dem Kondensator wird der in Wasser umgewandelte Dampf von einer Kondensatpumpe abgepumpt und gelangt nach Durchlaufen von Niederdruckerhitzern (LPH) in den Entgaser. Hier wird Wasser durch Dampf auf die Sättigungstemperatur erhitzt, wodurch Sauerstoff und andere Gase in die Atmosphäre gelangen, um Korrosion der Ausrüstung zu verhindern. Aus dem Entgaser wird das Wasser, genannt nahrhaft , wird von einer Förderpumpe durch Hochdruckerhitzer (HPH) gepumpt und dem Kessel zugeführt.

Das Kondensat im HDPE und im Entgaser sowie das Speisewasser im HDPE werden durch Dampf aus der Turbine erhitzt. Diese Heizmethode bedeutet die Rückführung (Regeneration) von Wärme in den Kreislauf und heißt regenerative Heizung. Dadurch wird der Dampfstrom in den Kondensator und damit die an das Kühlwasser übertragene Wärmemenge reduziert, was zu einer Steigerung des Wirkungsgrades der Dampfturbinenanlage führt.

Der Satz von Elementen, die Kondensatoren mit Kühlwasser versorgen, wird genannt technisches Wasserversorgungssystem. Dazu gehören eine Wasserversorgungsquelle (Fluss, Stausee, Kühlturm), eine Umwälzpumpe sowie Wassereinlass- und -auslassleitungen. Im Kondensator werden etwa 55 % der Wärme des in die Turbine eintretenden Dampfes an das Kühlwasser übertragen; Dieser Teil der Wärme wird nicht zur Stromerzeugung genutzt und nutzlos verschwendet.

Diese Verluste werden deutlich reduziert, wenn ein Teil des Abdampfs aus der Turbine entnommen und dessen Wärme für technologische Zwecke genutzt wird Industrieunternehmen oder zum Erhitzen von Wasser zum Heizen. Dadurch wird die Station zu einem Blockheizkraftwerk (KWK), das eine kombinierte Erzeugung von elektrischer und thermischer Energie ermöglicht. In Wärmekraftwerken werden spezielle Turbinen mit Dampfentnahme installiert – die sogenannten Blockheizkraftwerke. Das dem Wärmeverbraucher zugeführte Dampfkondensat wird über eine Rücklaufkondensatpumpe dem Wärmekraftwerk zugeführt.

Bei Wärmekraftwerken kann dies der Fall sein externe Verluste an Dampf und Kondensat im Zusammenhang mit der Wärmeversorgung industrieller Verbraucher. Im Durchschnitt liegen sie bei 35 – 50 %. Interne und externe Verluste an Dampf und Kondensat werden durch zusätzliches, in der Wasseraufbereitungsanlage vorbehandeltes Wasser ausgeglichen.

Bei Wärmekraftwerken gibt es interne Verluste an Kondensat und Dampf, aufgrund der unvollständigen Dichtheit des Wasser-Dampf-Weges sowie des unwiederbringlichen Verbrauchs von Dampf und Kondensat für den technischen Bedarf der Station. Sie machen einen kleinen Anteil des gesamten Dampfverbrauchs von Turbinen aus (ca. 1 – 1,5 %).

Auf diese Weise, Kesselspeisewasser ist eine Mischung aus Turbinenkondensat und Zusatzwasser.

Die elektrische Ausrüstung der Station umfasst einen Stromgenerator, einen Kommunikationstransformator, eine Hauptschaltanlage und ein Stromversorgungssystem für die eigenen Mechanismen des Kraftwerks über einen Hilfstransformator.

Das Steuerungssystem für Energieanlagen in Wärmekraftwerken sammelt und verarbeitet Informationen über den Fortschritt des technologischen Prozesses und den Zustand der Ausrüstung, die automatische und ferngesteuerte Steuerung von Mechanismen und die Regulierung grundlegender Prozesse sowie den automatischen Schutz der Ausrüstung.

Testfragen für Kapitel 3

1. Welche Kraftwerkstypen kennen Sie?

2. Was ist der Unterschied zwischen Wärmekraftwerken und Kernkraftwerken?

3. Welche Methoden kennen Sie, um thermische Energie in mechanische Energie umzuwandeln?

4. Was ist der Unterschied zwischen einer Kesselanlage und einer Turbinenanlage?

5. Definieren Sie die Entwurfsinstallation und den Wasser-Dampf-Weg der Station.

6. Was ist Kesselspeisewasser?

7. Was ist ein technisches Wasserversorgungssystem?

8. Was ist der Unterschied zwischen externen und internen Verlusten an Kondensat und Dampf?

WASSERBEREITUNG

Der Prozess der Umwandlung thermischer Energie in elektrische Energie wird in vereinfachten (Haupt-) oder vollständigen thermischen Diagrammen dargestellt.

Schematisches Wärmediagramm eines Wärmekraftwerks zeigt die Hauptströme von Kühlmitteln, die mit den Haupt- und Hilfsgeräten bei den Prozessen der Umwandlung der Wärme des verbrannten Brennstoffs zur Erzeugung und Lieferung von Strom und Wärme an Verbraucher verbunden sind. In der Praxis wird das thermische Grunddiagramm auf ein Diagramm des Dampf-Wasser-Pfades eines Wärmekraftwerks (Kraftwerks) reduziert, dessen Elemente üblicherweise in herkömmlichen Bildern dargestellt werden.

Ein vereinfachtes (Haupt-)Wärmediagramm eines kohlebefeuerten Wärmekraftwerks ist in Abb. dargestellt. 3.1.

Kohle wird in den Brennstoffbunker geleitet 1 , und von dort - in die Brechanlage 2 wo es zu Staub wird. Kohlenstaub gelangt in den Ofen des Dampferzeugers (Dampfkessel) 3 , mit einem Röhrensystem, in dem chemisch gereinigtes Wasser, sogenanntes Nährwasser, zirkuliert. Es ist Wasser im Boiler

Reis. 3.1. Vereinfachtes thermisches Diagramm einer Dampfturbine

Kohlenstaubkraftwerk und Aussehen Dampfturbinenräder

erhitzt, verdampft und der entstehende Sattdampf wird in einem Überhitzer auf eine Temperatur von 400-650 °C gebracht und gelangt unter einem Druck von 3...25 MPa über eine Dampfleitung in die Dampfturbine 4 . Parameter für überhitzten Dampf T 0 , P 0 (Temperatur und Druck am Turbineneintritt) hängen von der Leistung der Aggregate ab. Im CPP wird der gesamte Dampf zur Stromerzeugung genutzt. In einem Wärmekraftwerk wird ein Teil des Dampfes vollständig in einer Turbine genutzt, um in einem Generator Strom zu erzeugen 5 und geht dann zum Kondensator 6 , und der andere, der eine höhere Temperatur und einen höheren Druck aufweist, wird aus der Zwischenstufe der Turbine entnommen und zur Wärmeversorgung genutzt (gestrichelte Linie in Abb. 3.1). Kondensatpumpe 7 durch einen Entlüfter 8 und dann durch die Förderpumpe 9 dem Dampferzeuger zugeführt. Die entnommene Dampfmenge richtet sich nach dem Wärmeenergiebedarf der Unternehmen.

Kompletter Wärmekreislauf (TCS) unterscheidet sich vom Grundmodell dadurch, dass es Geräte, Rohrleitungen, Absperr-, Regel- und Schutzventile vollständig darstellt. Das vollständige thermische Diagramm eines Kraftwerksblocks besteht aus Diagrammen einzelner Einheiten, einschließlich einer allgemeinen Stationseinheit (Ersatzkondensattanks mit Transferpumpen, Nachspeisung des Heizungsnetzes, Rohwassererwärmung usw.). Zu den Hilfsleitungen gehören Bypass-, Entwässerungs-, Abfluss-, Hilfs- und Dampf-Luft-Gemisch-Saugleitungen. Die Bezeichnungen der PTS-Leitungen und -Armaturen lauten wie folgt:

3.1.1.1. Wärmekreisläufe kes

Die meisten CPPs in unserem Land verwenden Kohlenstaub als Brennstoff. Um 1 kWh Strom zu erzeugen, werden mehrere hundert Gramm Kohle verbraucht. In einem Dampfkessel werden über 90 % der vom Brennstoff freigesetzten Energie in Dampf umgewandelt. In der Turbine wird die kinetische Energie der Dampfstrahlen auf den Rotor übertragen (siehe Abb. 3.1). Die Turbinenwelle ist starr mit der Generatorwelle verbunden. Moderne Dampfturbinen für Wärmekraftwerke sind schnelllaufende (3000 U/min) sehr wirtschaftliche Maschinen mit langer Lebensdauer.

Hochleistungs-CPPs mit organischem Brennstoff werden derzeit hauptsächlich für hohe Anfangsdampfparameter und niedrigen Enddruck (tiefes Vakuum) gebaut. Dies ermöglicht eine Reduzierung des Wärmeverbrauchs pro erzeugter Stromeinheit, da die Ausgangsparameter umso höher sind P 0 Und T 0 vor der Turbine und unterhalb des Enddampfdrucks P k, desto höher ist die Effizienz der Anlage. Daher wird der in die Turbine eintretende Dampf auf hohe Parameter gebracht: Temperatur – bis zu 650 °C und Druck – bis zu 25 MPa.

Abbildung 3.2 zeigt typische vereinfachte thermische Diagramme von IES, die mit fossilen Brennstoffen betrieben werden. Gemäß dem Diagramm in Abbildung 3.2, A Dem Kreislauf wird nur dann Wärme zugeführt, wenn Dampf erzeugt und auf die ausgewählte Überhitzungstemperatur erhitzt wird T Fahrbahn; gemäß dem Diagramm in Abbildung 3.2, B Zusammen mit der Wärmeübertragung unter diesen Bedingungen wird dem Dampf Wärme zugeführt, nachdem er im Hochdruckteil der Turbine gearbeitet hat.

Der erste Kreislauf wird als Kreislauf ohne Zwischenüberhitzung bezeichnet, der zweite als Kreislauf mit zwischenzeitlicher Dampfüberhitzung. Wie aus dem Thermodynamikkurs bekannt ist, ist der thermische Wirkungsgrad des zweiten Schemas für die gleichen Anfangs- und Endparameter und die richtige Wahl treffen Zwischenüberhitzungsparameter sind höher.

Nach beiden Schemata Dampf aus einem Dampfkessel 1 geht zur Turbine 2 befindet sich auf derselben Welle wie der elektrische Generator 3 . Im Kondensator wird der Abdampf kondensiert 4 , gekühlt durch technisches Wasser, das in den Rohren zirkuliert. Turbinenkondensat durch Kondensatpumpe 5 durch regenerative Heizungen 6 in den Entgaser eingespeist 8 .

Der Entgaser dient dazu, darin gelöste Gase aus Wasser zu entfernen; Gleichzeitig wird darin, genau wie bei regenerativen Heizgeräten, das Speisewasser durch Dampf erhitzt, der zu diesem Zweck dem Turbinenausgang entnommen wird. Die Entgasung von Wasser wird durchgeführt, um den Gehalt an Sauerstoff und Kohlendioxid darin auf akzeptable Werte zu bringen und dadurch die Metallkorrosionsrate in den Wasser- und Dampfwegen zu verringern. Gleichzeitig kann in einigen Wärmekreisläufen von IES kein Entgaser vorhanden sein. Bei diesem sogenannten Neutralsauerstoff-Wasserregime wird dem Speisewasser eine bestimmte Menge Sauerstoff, Wasserstoffperoxid oder Luft zugeführt; ein Entlüfter im Kreislauf ist nicht erforderlich.

R
Ist. 3.1. Typische Wärmekreisläufe von Dampfturbinen

Brennwerteinheiten, die mit fossilen Brennstoffen betrieben werden, ohne

Zwischenüberhitzung von Dampf ( A) und mit Mittelstufe

Überhitzung ( B)

Entlüftetes Wasser durch Speisepumpe 9 durch Heizungen 10 der Kesselanlage zugeführt. In Heizgeräten bildet sich Heizdampfkondensat 10 , kaskadiert zum Entgaser 8 , und das Kondensat des Heizdampfes der Erhitzer 6 wird von einer Laugenpumpe zugeführt 7 in die Leitung, durch die das Kondensat vom Kondensator fließt 4 .

Die beschriebenen thermischen Schemata sind weitgehend typisch und ändern sich geringfügig mit zunehmender Geräteleistung und anfänglichen Dampfparametern.

Der Entgaser und die Förderpumpe unterteilen den regenerativen Heizkreislauf in die Gruppen HPH (Hochdruckerhitzer) und LPH (Niederdruckerhitzer). Die HPH-Gruppe besteht in der Regel aus 2–3 Erhitzern mit Kaskadenentwässerung bis zum Entgaser. Der Entgaser wird mit Dampf der gleichen Extraktion wie die vorgeschaltete HPH gespeist. Dieses Schema zum Einschalten eines Entgasers mit Dampf ist weit verbreitet. Da im Entgaser ein konstanter Dampfdruck aufrechterhalten wird und der Druck in der Extraktion proportional zur Abnahme des Dampfstroms zur Turbine reduziert wird, schafft dieses Schema eine Druckreserve für die Extraktion, die in der vorgeschalteten HPH realisiert wird. Die HDPE-Gruppe besteht aus 3–5 regenerativen und 2–3 Zusatzheizungen. Wenn eine Verdunstungsanlage (Kühlturm) vorhanden ist, wird der Verdampferkondensator zwischen das HDPE geschaltet.

IES, die nur Strom produzieren, haben einen geringen Wirkungsgrad (30–40 %), da eine große Menge der erzeugten Wärme über Dampfkondensatoren und Kühltürme in die Atmosphäre abgegeben wird und mit Rauchgasen und Kondensatorkühlwasser verloren geht.