Для привода электрических генераторов на ТЭС СССР применяют, как правило, паровые турбины мощностью до 1200 МВт и (ограниченно) газовые турбины мощностью до 100-150 МВт.

Паротурбинные электростанции, вырабатывающие один вид энергии -- электрическую, оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями (КЭС). Эти станции называют сокращенно ГРЭС (государственные районные электрические станции). Атомные конденсационные электрические станции называют сокращенно АЭС.

На АЭС устанавливают паровые турбоагрегаты мощностью до 1000 МВт.

На электростанциях, вырабатывающих и отпускающих два вида энергии -- электрическую и тепловую, устанавливают паровые турбины с конденсацией и регулируемыми отборами пара, частично -- турбины с противодавлением. Такие тепловые электростанции называют теплоэлектроцентралями: на органическом топливе -- ТЭЦ, на ядерном топливе--АТЭЦ.

На ТЭЦ и АТЭЦ осуществляют комбинированное производство и отпуск двух видов энергии -- электрической и тепловой. Централизованное теплоснабжение потребителей с использованием отработавшей теплоты турбин и выработкой электроэнергии на базе теплового потребления называют теплофикацией. Турбины соответствующего типа называют теплофикационными.

Мощность ТЭЦ составляет свыше 36 % мощности тепловых электростанций страны. Более 60 % электроэнергии на ТЭЦ вырабатывается на базе теплового потребления. Благодаря использованию отработавшей теплоты ТЭЦ обеспечивают большую экономию топлива, расходуемого на производство электроэнергии в стране.

По времени возникновения теплофикации и теплоэлектроцентралей (1924 г.) и масштабам их развития СССР является первой страной в мире.

Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. ТЭС с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты -- турбинный и котельный и связанное с ними непосредственно вспомогательное оборудование. Турбина вместе с котлом, питающим ее паром, образует моноблок (рис. 1.7, а).

Рис. 1.7. Технологическая структура электростанции: а -- блочная; б -- дубль-блок; в -- секционная; г -- централизованная; ПК -- паровой котел; Т турбина; ПП -- промежуточный пароперегреватель; ЭТ -- электрический трансформатор; ПМ -- паровая магистраль; ---- пар; - - - - электроэнергия

В Советском Союзе первоначально применяли энергоблоки с двумя котлами на одну турбину -- дубль-блоки (рис. 1.7, б). В настоящее время в течение ряда лет применяют моноблоки даже для мощных энергоблоков 500 и 800 МВт на твердом топливе. Наиболее мощный энергоблок 1200 МВт на газомазутном топливе выполнен также в виде моноблока. Применение дубль-блоков не оправдало себя экономически и по условиям эксплуатации.

Переход к блочной структуре ТЭС обусловлен в основном применением промежуточного перегрева пара и необходимостью упрощения схемы главных паропроводов и трубопроводов питательной воды, а также требованиями обеспечения четкой системы автоматизации и регулирования основных агрегатов и их вспомогательного оборудования.

Главные трубопроводы энергоблоков не имеют соединения между собой. Общими для энергоблоков ТЭС являются лишь вспомогательные линии, служащие для пусковых операций, подвода добавочной воды и других целей. Выполнение крупнейших энергоустановок ТЭС в виде моноблоков с одкокорпусными паровыми котлами свидетельствует о крупном техническом прогрессе отечественного котлостроения.

Все современные КЭС и ТЭЦ с промежуточным перегревом пара, а также АЭС и АТЭЦ -- блочного типа, а ТЭЦ без промежуточного перегрева пара выполняют блочными или неблочного типа с объединением главных трубопроводов в общую систему (рис. 1.7, в, г).

Энергоблоки АЭС имеют по два (первоначально даже по три) турбоагрегата на один ядерный реактор; в настоящее время их выполняют преимущественно в виде моноблоков с одним турбоагрегатом на реактор.

На КЭС в СССР установлены моноблоки 150 и 200 МВт с параметрами пара перед турбиной 13 МПа, 540/540°С; 300, 500 и 800 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540/540°С.

Наиболее мощный в мире одновальный турбоагрегат 1200 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540/540°С установлен в СССР (на Костромской ГРЭС).

Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс (КАТЭК) по плану должен состоять из восьми конденсационных электростанций по 6400 МВт с 8 энергоблоками по 800 МВт на каждой КЭС. В Экибастузский комплекс войдут пять КЭС мощностью по 4000 МВт, с восемью энергоблоками по 500 МВт на каждой КЭС.

На ТЭЦ Советского Союза работают преимущественно турбины мощностью по 100, 135 и 175 МВт на паре с параметрами 13 МПа, 555°С, без промежуточного перегрева пара, а в наиболее крупных городах -- по 250 МВт, на паре со сверхкритическими параметрами и промежуточным перегревом пара с параметрами 24 МПа, 540/540°С.

На АЭС применяют ядерные реакторы на тепловых нейтронах типов ВВЭР и РБМК на насыщенном водяном паре с начальным давлением 6,0--6,5 МПа. Ведутся работы по освоению реакторов на быстрых нейтронах (БН-600 и др.). По решению XXVII съезда КПСС необходимо ускорить строительство АЭС с такими реакторами.

По использованию мощности и участию в покрытии графика электрической нагрузки можно разделить электростанции на следующие типы:

К базовым электростанциям относятся в первую очередь АЭС, наиболее современные и мощные КЭС, в значительной мере ТЭЦ, а также ГЭС без регулирования стока воды.

Для покрытия максимума (пика) нагрузки целесообразно использовать газотурбинные установки достаточной единичной мощности. Ведутся работы по созданию воздушных аккумулирующих установок, нагнетающих воздух под давлением примерно до 6 МПа в подземные емкости в ночные часы, а днем, в часы пик, использующих этот воздух для выработки электроэнергии в воздушных или газовых турбинах. Для снятия пиков нагрузки широко применяют гидроэлектростанции (ГЭС) с регулируемым стоком воды. Сооружают гидроаккумулирующие сточные электростанции (ГАЭС), закачивающие воду в верхние водохранилища и использующие ее энергию днем, в часы пиков нагрузки.

В полупиковой области электрической нагрузки могут работать энергоблоки до 300 МВт. Работа АЭС в этой области встречает значительные трудности.

Для работы в полупиковой области нагрузок создают полупиковые энергоблоки, в частности мощностью до 500 МВт с параметрами пара 13 МПа, 510/510°С. Ведутся работы по использованию КЭС с энергоблоками 500 и 800 МВт в таком режиме. В полупиковой области возможна работа энергоблоков 150 и 200 МВт; в этой и пиковой областях широко используют электростанции с агрегатами меньшей мощности (100 МВт и менее). Для повышения эффективности действующих электростанций конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее, а также 150 и 200 МВт переводят на работу с ухудшенным вакуумом для работы в качестве теплофикационных.

Современное мощное и экономичное оборудование используют первоначально в базовом режиме. С течением времени оно вытесняется из области базовой нагрузки более новым и совершенным оборудованием последовательно в полупиковую и даже пиковую области нагрузок. Наиболее изношенное неэкономичное оборудование подлежит демонтажу.

1.4 Состав теплового хозяйства и технико-экономические требования к ТЭС