Elektrownia Turów

PGE Elektrownia Turów S.A. (PGE Elektrownia Turów S.A.) – elektrownia cieplna, kondensacyjna, blokowa z międzystopniowym przegrzewem pary i zamkniętym układem wody chłodzącej. Elektrownia znajduje się w Bogatyni (powiat zgorzelecki).  

Elektrownia Turów  

Historia:  

PGE Elektrownia Turów S.A. pracuje nieprzerwanie od 1962, kiedy to został oddany do eksploatacji pierwszy blok o mocy 200 MW. Podstawą budowy elektrowni były bogate złoża węgla brunatnego oraz skąpe zasoby energii elektrycznej w tym rejonie Polski. W 1965 roku zakończony został pierwszy etap budowy elektrowni, która osiągnęła wtedy moc 1400 MW. Drugi etap budowy skutkował zwiększeniem mocy zakładu do 2000 MW a zakończony został 1971 roku.  

PGE Elektrownia Turów S.A. jest obecnie najnowocześniejszym, spełniającym wszystkie wymogi w zakresie parametrów ekologicznych Unii Europejskiej zakładem produkującym energię elektryczną. Dodatkowym atutem PGE Elektrowni Turów jest jej strategiczne usytuowanie – położona jest u styku trzech granic Polski, Czech i Niemiec.  

  

PGE Elektrownia Turów S.A. jest drugim pod względem ilości osób zatrudnionych pracodawcą na terenie Powiatu Zgorzeleckiego, tym samym umożliwia stabilizację materialną i zawodową mieszkańców regionu.  

Na początku lat 90–tych Zarząd PGE Elektrowni Turów S.A. podjął o decyzję dotyczącą kompleksowej modernizacji przedsiębiorstwa przy zachowaniu ciągłości produkcji. Było to przedsięwzięcie na niespotykaną w Europie skalę. Wystarczy przypomnieć, że całość łącznie z inwestycjami towarzyszącymi kosztowała ok. 1,6 mld. USD.  

Awaria w 1998 roku  

W wigilijną noc 1998 r. w Elektrowni Turów doszło do jednej z największych awarii w polskiej energetyce zawodowej. Prawie całkowitemu zniszczeniu uległ blok energetyczny o mocy 200 MW, uszkodzonych zostało wiele urządzeń sąsiednich jednostek wytwórczych, wyłączono większość generatorów a w maszynowni wybuchł groźny pożar.  

24 grudnia 1998 r. w Elektrowni Turów prowadzono planowe wyłączenie z pracy bloku nr 5. Po obniżeniu mocy turbogeneratora, do tzw. „mocy zwrotnej”, przez zamknięcie dopływu pary do turbiny. Obsługa bloku wysłała z elektrowni rozkaz wyłączenia wyłącznika blokowego w stacji wysokiego napięcia w Rozdzielni Mikułowa. Niestety, wskutek uszkodzenia hydraulicznego układu sterowania tego wyłącznika otworzyły się jedynie styki biegunów dwóch faz, natomiast biegun trzeciej fazy pozostał zamknięty. Mimo niecałkowitego otwarcia wyłącznika do układów automatyki bloku został wysłany błędny sygnał o pełnym, trzyfazowym wyłączeniu. W wyniku połączenia generatora z siecią tylko jedną fazą doszło do jego wypadnięcia z synchronizmu, po czym przeszedł on do pracy silnika asynchronicznego zasilanego niepełnofazowo, powodując rozbieganie turbozespołu.  

Ta ostatnia okoliczność spowodowała silne nagrzewanie stalowego wirnika niewzbudzonego generatora oraz elementów przepływowych turbiny; była także przyczyną pulsacji momentu napędowego wywołującego naprężenia ścinające sprzęgieł między turbiną a generatorem oraz powstania znacznych drgań łożysk. Jednocześnie wskutek termicznego uszkodzenia elementów konstrukcyjnych wirnika generatora doszło do jego mechanicznego zablokowania w stojanie oraz zablokowania wirników turbozespołu w korpusach, a w konsekwencji do wyrwania i wyrzucenia części sprzęgła, wału i łożysk poza budynek. Elementy te uszkodziły m.in. szynoprzewody i transformator blokowy bloku nr 2. W wyniku zniszczenia generatora i odkrycia łożysk nastąpił wypływ i zapalenie się wodoru i oleju. Pożar ogarnął teren maszynowni w rejonie bloku nr 5 wraz z nastawnią blokową bloków 5 i 6 (która uległa całkowitemu zniszczeniu). Wskutek działania zabezpieczeń elektrycznych w rezultacie celowego zamknięcia zwieracza linii tego bloku zostały wyłączone (prawidłowo) trzy sąsiednie generatory pracujące na ten sam system.  

Do katastrofy doszło pomimo prawidłowego postępowania personelu eksploatacyjnego i zgodnego z projektem działania układów automatyki i zabezpieczeń. Przyczyną była nieszczelności rurki z hydrolem w układzie napędu wspomnianego wyłącznika wysokiego napięcia w Rozdzielni Wysokich Napięć – Mikułowa. Bezpośrednią zaś przyczyną całkowitego zniszczenia maszynowni bloku było mechaniczne uszkodzenie generatora z powodu pracy niepełnofazowej z asymetrią prądową.  

Przyczyny tego zdarzenia badało kilka komisji ekspertów. Poawaryjne wnioski na przyszłość obejmują zalecenia dotyczące głównie układów automatyki i zabezpieczeń, których projektowe rozwiązania okazały się nieskuteczne.  

Opis techniczny:  

PGE Elektrownia Turów S.A. jest elektrownią cieplną, kondensacyjną, blokową z międzystopniowym przegrzewem pary i zamkniętym układem wody chłodzącej. Udział mocy zainstalowanej w Turowie w systemie energetycznym kraju wynosi ok. 7 %. Paliwem podstawowym jest węgiel brunatny, dostarczany przenośnikami taśmowymi z PGE KWB Turów S.A.  

PGE Elektrownia Turów S.A. dysponuje mocą osiągalną 2.106 MW. Nowe bloki – oprócz większej mocy (bloki nr 1, 2, 3 – 235 MW oraz bloki nr 4, 5, 6 – 260 MW) mają znacznie wyższą sprawność przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną. Produkcja energii elektrycznej w 2007 roku wyniosła 11,5 TWh netto. Udział produkcji energii w rynku ogólnokrajowym osiąga poziom 8,3%.  

Zużycie węgla brunatnego na produkcję energii elektrycznej i cieplnej wyniosło 11 991 500 Mg.  

Wskaźnik awaryjności w 2006 r. wyniósł 2,5%, a wskaźnik dyspozycyjności osiągnął wartość równą 84,6%.  

W PGE Elektrowni Turów zainstalowane są trzy rodzaje kotłów.  

Kocioł OE667 (oznaczany przez Amerykanów jako CFB-670) zainstalowany na blokach 1 – 3 jest kotłem z cyrkulacyjną warstwą fluidalną z paleniskiem atmosferycznym, oraz naturalną cyrkulacją po stronie wody i pary, o wydajności pary 185,4 kg/s opalany węglem brunatnym. Przystosowany jest do zasilania turbozespołu o mocy 235 MW. Producentem kotła jest Foster Wheeler.  

Podstawowe parametry kotła OE667:  

Wydatek pary przegrzanej (nominalny) 667 t /h  

Wydatek pary przegrzanej (maksymalny) 670 t/h  

Temperatura pary wylotowej 540°C  

Ciśnienie pary świeżej w kotle 13,17 MPa  

Temperatura wody zasilającej przy maksymalnym obciążeniu trwałym 242,6 °C  

Ciśnienie pary wtórnie przegrzanej 2,45 MPa  

Temperatura pary wtórnie przegrzanej 540 °C  

Przepływ pary wtórnie przegrzanej 596 t/h  

Sprawność 90%  

Kocioł składa się z następujących głównych zespołów:  

komora paleniskowa,  

gorący cyklon,  

syfon,  

ciąg konwekcyjny z zabudowanym rurowym podgrzewaczem powietrza.  

Kocioł OE700-17.1 (CFB Compact) zainstalowany na blokach 4 – 6 jest kotłem z cyrkulacyjną warstwą fluidalną z paleniskiem atmosferycznym, oraz naturalną cyrkulacją po stronie wody i pary, o wydajności pary 703,8 t/h (195,5 kg/s) opalany węglem brunatnym. Przystosowany jest do zasilania turbozespołu o mocy 261 MW. Producentem kotła jest Foster Wheeler Energia Oy i Foster Wheeler Energia Polska.  

Podstawowe parametry kotła OE700:  

Wydatek pary przegrzanej(nominalny 703,8 t/h  

Temperatura pary wylotowej 565 °C  

Ciśnienie pary świeżej w kotle 16,65 MPa  

Ciśnienie w walczaku przy maksymalnym obciążeniu trwałym 18,34 MPa  

Ciśnienie wody zasilającej przy 100% MCR 20,56 MPa  

Temperatura wody zasilającej przy 100% MCR 250 °C  

Ciśnienie pary wtórnie przegrzanej 3,84 MPa  

Temperatura pary wtórnie przegrzanej 565 °C  

Przepływ pary wtórnie przegrzanej 180,7 kg/s  

Sprawność 91% 

Głównymi elementami składowymi kotła są:  

komora paleniskowa ze zintegrowanym separatorem (chłodzonym parą) w ilości 8 szt. i kanałami nawrotnymi popiołu z wbudowanymi przegrzewaczami typu Intrex (II / III stopień przegrzewu)  

klatka konwekcyjna z podgrzewaczem wody, I stopniem przegrzewacza pary SHI oraz I i II stopniem przegrzewaczy międzystopniowych RHI/II a poza kanałem II ciągu obrotowy podgrzewacz powietrza.  

Kocioł OP-650b zainstalowany na blokach 8 – 10 jest kotłem opromieniowanym pyłowym o wydajności pary 650 t/h (180,56 kg/s), opalanym węglem brunatnym, produkcji Rafko Racibórz. Przystosowany jest do zasilania turbozespołu o mocy 200 MW.  

Podstawowe parametry kotła OP-650b:  

Wydajność pary świeżej maksymalna trwała 650 t/h  

(min 270 t/h)  

Ciśnienie wylotowe pary przegrzanej 13,5 MPa  

Temperatura pary na wylocie z kotła 540 °C  

Temperatura wody zasilającej 240 °C  

Wydajność pary międzystopniowej 570 t/h  

Ciśnienie pary międzystopniowej 2,36 MPa  

Temperatura pary międzystopniowej 540 °C  

Sprawność kotła brutto gwarancyjna 85,5 %  

Kocioł posiada naturalną cyrkulację, a obieg wodno-parowy podzielony jest wzdłuż osi kotła na dwa oddzielne równoległe systemy regulacyjne każdy z własnym walczakiem. Szkielet kotła stanowi spawana konstrukcja stalowa, na której podwieszono komorę paleniskową oraz inne elementy kotła.  

W I ciągu kotła znajduje się parownik, przegrzewacz naścienny i grodziowy, w międzyciągu – przegrzewacze międzystopniowy i konwekcyjny, II ciągu – podgrzewacz wody a po za nim 3 obrotowe podgrzewacze powietrza.  

Instalacja paleniskowa wyposażona jest w 8 młynów wentylatorowych – zasilających przynależne palniki pyłowe.  

Do rozpalenia kotła i pracy przy niskich obciążeniach kocioł wyposażono w 4 palniki olejowe.  

Kocioł wyposażony jest w 3 wentylatory powietrza i 3 wentylatory spalin (ciągu), oraz układ kanałów powietrza zimnego, gorącego i kanałów spalin dostosowany do równoległej pracy wentylatorów.  

Dla zapewnienia właściwych parametrów ekologicznych kocioł został wyposażony w instalację suchego odsiarczania, oraz instalację redukcji tlenków azotu (NOx).  

Turbiny  

W PGE Elektrowni Turów S.A. zainstalowane są trzy rodzaje turbin. Najstarsze turbiny typu TK-200 pracują do dzisiaj na blokach 8, 9 i10 W latach 1993-96 w ramach „małych modernizcji” wymieniono na nich wirniki części NP. a na bloku nr 8 również korpus WP na dwupowłokowy. W wyniku modernizacji pozostałych bloków elektrowni, turbiny typu PWK-200 produkcji radzieckiej zostały zastąpione turbinami 13CK230 na blokach od 1 – 3 oraz 16K260 na blokach od 4 – 6.  

Maszynownia 

 Maszynownia  

Opis techniczny turbin 

Opis techniczny turbin  

Turbina 13CK230 produkcji ABB Zamech Sp. z o.o jest turbiną osiowa, trzykadłubową upustową z reakcyjnym układem łopatkowym, pięcioma łożyskami nośnymi oraz dwoma wylotami kondensacyjnymi części NP.  

Korpusy dwupowłokowe części WP i SP wraz z wirnikami są nowymi elementami turbiny. Natomiast kondensatory oraz kadłub zewnętrzny części NP zostały wykorzystane z turbin PWK-200 i przystosowany do zabudowy elementów nowego układu przepływowego opartego o standardowe rozwiązania ABB. Turbina posiada po trzy wymienniki regeneracji niskoprężnej i wysokoprężnej oraz dwa wymienniki ciepłownicze.  

Zainstalowane są trzy pompy wody zasilającej typu 15Z33x8V firmy WAFAPOMP napędzane silnikami elektrycznymi, z których każda zapewnia 50% zapotrzebowania na wodę do kotła.  

Turbina może pracować w następujących wariantach regulacji:  

praca kondensacyjna – może być realizowana bez ograniczeń w zakresie od minimum technicznego (94 MW) do 105% obciążenia nominalnego (250 MW),  

praca ciepłowniczo-kondensacyjna przy nadrzędności produkcji mocy cieplnej do wartości maksymalnej 95 MWth. Przy tej pracy moc elektryczna jest niższa od nominalnej, co wynika z ograniczenia ciśnienia pary w kole regulacyjnym części WP turbiny (wartość maksymalna 11,8 MPa),  

praca ciepłowniczo-kondensacyjna z poborem pary do celów technologicznych w ilości maksymalnej 12 t/h z jednoczesną generacją mocy cieplnej o wartości 95 MWthi wynikową mocą elektryczną.  

Turbina 16K260 jest nową konstrukcją firmy Alstom, na którą składa się trzykadłubowa, osiowa turbina kondensacyjna z reakcyjnym układem łopatkowym i dwoma wylotami kondensacyjnymi korpusu NP.  

Zbudowana jest z dwupowłokowych kadłubów WP i SP oraz części NP ze spiralnym wlotem pary.  

Turbina parowa ma 7 upustów parowych zasilających cztery podgrzewacze niskiego ciśnienia oraz dwa podgrzewacze wysokiego ciśnienia.  

Turbina posiada cztery łożyska nośne. Smoczki parowe zastąpione zostały pompami próżniowymi, natomiast zasilanie kotła w wodę realizują dwie pompy wody zasilającej typu HGC-4/6 wraz z pompami wstępnymi firmy KSB, napędzane silnikami elektrycznymi. Każda zapewniająca 65% zapotrzebowania wody do kotła. Nowością są tez dwie pionowe pompy kondensatu głównego (2 x 100%).  

Turbiny TK-200 na blokach 8, 9 i 10 zostały oddane do eksploatacji na początku lat siedemdziesiątych minionego wieku. W latach 1993 do 1995 przeszły tzw. małą modernizację, w wyniku której zwiększono moc i sprawność turbin, natomiast automatyka i układ regulacji po wymianie spełniają wymagania PSE. Przedłużono czas bezpiecznej eksploatacji turbin aż do planowanego wyłączenia ich z eksploatacji, co nastąpi w latach 2011 – 2013. Turbiny  

TK-200 są turbinami osiowymi, trójkadłubowymi, kondensacyjnymi, z akcyjno-reakcyjnym układem łopatkowym.  

Generatory  

Generator  

W PGE Elektrowni Turów S.A. zainstalowane są dwa typy generatorów.  

Generatory zainstalowane na blokach nr 1 – 6 typu 50WT20H-100 przeznaczone są do współpracy z turbiną parową za pośrednictwem sztywnego sprzęgła. Żelazo czynne (rdzeń) i wirnik chłodzone są wodorem, którym wypełniony jest hermetyczny stojan. Ciśnienie wodoru wynosi 0,55 MPa. Obieg wodoru znajdującego się wewnątrz stojana zapewniają wentylatory osadzone z obu stron wirnika. Nagrzany wodór chłodzony jest chłodnicami wodnymi zabudowanymi w tarczach czołowych stojana generatora.  

Generatory zainstalowane na blokach nr 8 – 10 typu TWW-200-2 przeznaczone są do współpracy z turbiną parową za pośrednictwem sztywnego sprzęgła. Uzwojenie chłodzone jest bezpośrednio wodą (destylatem), a żelazo czynne (rdzeń) i wirnik wodorem, którym wypełniony jest hermetyczny stojan. Ciśnienie wodoru wynosi 0,3 MPa. Obieg destylatu wewnątrz uzwojenia stojana wymuszany jest pompami znajdującymi się poza generatorem. Obieg wodoru znajdującego się wewnątrz stojana zapewniają dwa wentylatory osadzone z obu stron wirnika. Nagrzany wodór chłodzony jest chłodnicami wodnymi zabudowanymi w kadłubie stojana.  

Podstawowe parametry generatorów Elektrowni Turów  

  

źródła:  

http://pl.wikipedia.org/wiki/Elektrownia_Tur%C3%B3w  

http://www.elturow.bot.pl/index.php?dzid=112&did=1696  


Podziel się

Jedna Odpowiedź na "Elektrownia Turów"

Skomentuj