Тепловая паротурбинная электростанция (ТПЭС), тепловая электростанция, на которой для привода электрического генератора используется паровая турбина (ПТ). Основное назначение ТПЭС, как и любой электростанции,— производство электрической энергии. Крупные ТПЭС (рис. 1), отпускающие потребителям только электрическую энергию, в СССР называются ГРЭС (Государственными районными электрическими станциями). Такие ТПЭС оборудуют ПТ с глубоким расширением и конденсацией пара в конденсаторах, охлаждаемых циркуляционной водой (см. Конденсационная электростанция). ТПЭС, отпускающие потребителям, помимо электрической энергии, также и тепловую, получаемую от отработавшего в турбине пара, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Первые ТПЭС появились в начале 20 в., когда паровые машины и дизели, использовавшиеся для привода электрических генераторов на электростанциях, стали вытесняться ПТ, обладающими высокой равномерностью хода и обеспечивающими выработку тока постоянной частоты. Прогресс в турбостроении привёл к тому, что мощность ПТ на ТПЭС, характеризуемая электрической мощностью соединённого с турбиной генератора, возросла от нескольких Мвт (на первых ТПЭС) до сотен Мвт; разработаны и действуют ПТ мощностью свыше 1 Гвт.

Рис. 1. Общий вид тепловой паротурбинной электростанции (Конаковская ГРЭС).

  Обычно ПТ соединяют с генератором непосредственно, без промежуточной передачи, образуя паровой турбоагрегат, отличающийся компактностью, надёжностью и высоким кпд. Турбоагрегат можно практически полностью автоматизировать и в результате осуществлять управление им с центрального пульта управления.

  Необходимый для ПТ пар вырабатывается в парогенераторе (см. Котлоагрегат). Использование пара с высокими параметрами (давлением и температурой) увеличивает удельную работу пара, уменьшает расход пара, тепла и топлива, то есть увеличивает кпд ТПЭС. Поэтому в СССР на крупных ТПЭС к ПТ подводят пар под давлением ~13—14 и ~24—25 Мн/м² (за рубежом, кроме того, ~ 16 Мн/м²) и при температуре около 540— 560 °С. Производительность парогенераторов на ГРЭС достигает 1600—4600 т/ч (при мощности турбоагрегата 500— 1380 Мвт), на ТЭЦ — 500—1000 т/ч (при мощности турбоагрегата 100— 250 Мвт). Современные ТПЭС работают по термодинамическому циклу, основой которого служит цикл Ренкина водяного пара. Необходимое давление пара обеспечивается подачей в парогенератор соответствующего количества подлежащей превращению в пар воды (посредством питательного насоса). Нужная температура пара достигается его перегревом в пароперегревателе парогенератора; вместе с тем производится промежуточный перегрев пара: пар из промежуточной ступени турбины отводят в котельную для повторного перегрева, а затем направляют в следующую ступень турбины. Турбоагрегат и снабжающий его паром парогенератор с их вспомогательным оборудованием и трубопроводами пара и воды образуют энергоблок ТПЭС.

  В качестве питательной воды для парогенераторов используют конденсат отработавшего в турбине пара, подогреваемый паром регенеративных отборов турбины. Число ступеней регенеративного подогрева воды достигает 7—9 (по числу регенеративных отборов). Часто одна из ступеней подогрева служит для деаэрации (см. Деаэратор) — удаления растворённых в воде газов (кислорода и др.).

  Питательные и конденсатные насосы, регенеративные подогреватели, деаэраторы относятся к вспомогательному оборудованию турбинной установки. Вспомогательное оборудование парогенераторной установки, работающей на твёрдом топливе, составляют пылеприготовительное оборудование и золоуловители, дутьевые вентиляторы, подающие воздух в топочную камеру парогенератора, и дымососы, отсасывающие продукты сгорания топлива (дымовые газы удаляются в атмосферу через дымовые трубы высотой 150—360 м). В парогенераторах на газомазутном топливе, работающих с избыточным давлением в топочной камере и в газоходах, вместо дутьевых вентиляторов используют воздуходувки с повышенным напором; дымососы при этом не требуются. Общие вспомогательные производственные установки и сооружения ТПЭС — установки и сооружения технического водоснабжения, топливного и зольного хозяйства. Основное назначение технического водоснабжения — обеспечение турбоагрегатов водой, необходимой для охлаждения отработавшего пара (на конденсационных электростанциях расход воды составляет свыше 30 м³/сек в расчёте на турбину мощностью около 1 Гвт). Источником водоснабжения могут быть река, озеро, море. Большей частью применяют оборотное водоснабжение, с сооружением охлаждающих прудов (на конденсационных электростанциях) или градирен (преимущественно на ТЭЦ), реже — прямоточное водоснабжение, с однократным пропусканием охлаждающей воды через конденсаторы турбин. Топливное хозяйство ТПЭС, использующей твёрдое топливо (преимущественно уголь), включает разгрузочные устройства, систему ленточных конвейеров, подающих топливо в бункеры парогенераторов, топливный склад с необходимыми механизмами и транспортными устройствами, дробильное оборудование. Шлак (в твёрдом или жидком виде) из топочных камер удаляют водой по смывным каналам; затем шлако-водяную смесь центробежными насосами перекачивают в золоотвалы. Летучую золу, уловленную в золоуловителях, удаляют с помощью воды или воздуха. При использовании в качестве топлива мазута в топливное хозяйство входят мазутные баки, насосы, подогреватели, трубопроводы.

  Главный корпус ТПЭС (в котором размещены энергоблоки), вспомогательные производственные установки и сооружения, электрические распределительные устройства, лаборатории, мастерские, склады и пр. размещают на производственной территории ТПЭС (пл. 30—70 га). Территорию для конденсационной электростанции выбирают вне городов, возможно ближе к источнику водоснабжения и топливной базе. ТЭЦ располагают вблизи потребителей тепла.

  Как и всякая электростанция, ТПЭС должна иметь высокую надёжность, обладать свойством манёвренности и быть экономичной. Надёжность оборудования ТПЭС должна быть достаточной для того, чтобы в каждый момент времени ТПЭС могла развивать мощность, равную мощности электрической нагрузки (изменяющейся во времени), и обеспечивать необходимое качество электроэнергии в энергосистеме. Надёжность оборудования и энергоблоков ТПЭС, зависящую, в частности, от обеспечения требуемого водного режима, чистоты пара, конденсата и воды в пароводяном тракте электростанции, оценивают готовности коэффициентом, т. е. относит. продолжительностью нахождения агрегата или энергоблока в работе и в состоянии готовности к работе (в резерве). Величина коэффициента готовности энергоблока определяется соответствующими показателями турбоагрегата и парогенератора и находится в пределах 0,85—0,90. Манёвренность обеспечивает быстрое изменение мощности электростанции в соответствии с изменением мощности нагрузки. Экономичность электростанции характеризуется величиной расчётных удельных затрат на производство 1 квтч электроэнергии. Расчётные удельные затраты определяются единовременными (за годы строительства станции) капиталовложениями, а также ежегодными издержками производства с момента ввода оборудования в эксплуатацию (затратами на топливо, выплатой заработной платы персоналу, амортизационными отчислениями) и на ТПЭС в СССР составляют около 1 копейки на квтч. Важными экономическими показателями являются также: удельная величина капиталовложений (стоимость 1 квт установленной мощности зависит от типа ТПЭС и других факторов и составляет 100— 200 рублей); удельная численность персонала (штатный коэффициент равен 0,5—1,0 человек на Мвт), удельный расход условного топлива (~340 г/квт×ч). Одно из существенных требований к ТПЭС — выработка электрической и тепловой энергии с сохранением чистоты окружающей среды (воздушного и водного бассейнов).

  Современная ТПЭС — высокоавтоматизированное предприятие, на котором осуществляется автоматическое регулирование всех основных процессов не только в режиме нормальной эксплуатации оборудования, но и в режиме пуска энергоблоков (рис. 2). Автоматизированные системы управления (АСУ) крупных ТПЭС включают ЭВМ. В СССР вычислительную технику и логические устройства применяют на энергоблоках мощностью 200—300 Мвт и выше.

Рис. 2. Щит управления энергоблоками тепловой паротурбинной электростанции.

 

  Лит.: Жилин В. Г., Проектирование тепловых электростанций большой мощности, М., 1964; Купцов И. П., Иоффе Ю. Р., Проектирование и строительство тепловых электростанций, М., 1972; Рыжкин В. Я., Тепловые электрические станции, М., 1976 (в печати).

  В. Я. Рыжкин.