Теплова паротурбінна електростанція (ТПЕС), теплова електростанція, на якій для приводу електричного генератора використовується парова турбіна (ПТ). Основне призначення ТПЕС, як і будь-який електростанції, — виробництво електричної енергії. Крупні ТПЕС ( мал. 1 ), що відпускають споживачам лише електричну енергію, в СРСР називаються ГРЕС (Державними районними електричними станціями). Такі ТПЕС обладнали ПТ з глибоким розширенням і конденсацією пари в конденсаторах, що охолоджуються циркуляційною водою (див. Конденсаційна електростанція ) . ТПЕС, що відпускають споживачам, окрім електричної енергії, також і теплову, отримувану від відпрацьованої в турбіні пари, називаються теплоелектроцентралями (ТЕЦ). Перші ТПЕС з'явилися на початку 20 ст, коли парові машини і дизелі, що використалися для приводу електричних генераторів на електростанціях, стали витіснятися ПТ, що володіють високою рівномірністю ходу і що забезпечують вироблення струму постійної частоти. Прогрес в турбобудуванні привів до того, що потужність ПТ на ТПЕС, що характеризується електричною потужністю сполученого з турбіною генератора, зросла від декількох Мвт (на перших ТПЕС) до сотень Мвт; розроблені і діють ПТ потужністю понад 1 Гвт.
Обично ПТ сполучають з генератором безпосередньо, без проміжної передачі, утворюючи паровий турбоагрегат, що відрізняється компактністю, надійністю і високим ккд(коефіцієнт корисної дії). Турбоагрегат можна практично повністю автоматизувати і в результаті здійснювати управління ним з центрального пульта управління.
Необхідний для ПТ пар виробляється в парогенераторі (див. Котлоагрегат ) . Використання пари з високими параметрами (тиском і температурою) збільшує питому роботу пари, зменшує витрату пари, тепло і палива, тобто збільшує ккд(коефіцієнт корисної дії) ТПЕС. Тому в СРСР на крупних ТПЕС до ПТ підводять пару під тиском ~13—14 і ~24—25 Мн/м 2 (за кордоном, крім того ~ 16 Мн/м 2 ) і при температурі біля 540— 560 °С. Продуктивність парогенераторів на ГРЕС(державна районна електростанція) досягає 1600—4600 т/ч (при потужності турбоагрегату 500— 1380 Мвт ) , на ТЕЦ(теплоелектроцентраль) — 500—1000 т/ч (при потужності турбоагрегату 100— 250 Мвт ) . Сучасні ТПЕС працюють по термодинамічному циклу, основою якого служить цикл Ренкина водяної пари. Необхідний тиск пари забезпечується подачею в парогенератор відповідної кількості що підлягає перетворенню на пару води (за допомогою живильного насоса). Потрібна температура пари досягається його перегрівом в пароперегрівачі парогенератора; в той же час виробляється проміжний перегрів пари: пару з проміжного рівня турбіни відводять в котельну для повторного перегріву, а потім направляють в наступний рівень турбіни. Турбоагрегат і пором, що забезпечує його, парогенератор з їх допоміжним устаткуванням і трубопроводами пари і води утворюють енергоблок ТПЕС.
Як живильна вода для парогенераторів використовують конденсат відпрацьованої в турбіні пари, пором регенеративних відборів турбіни, що підігрівається. Число рівнів регенеративного підігрівання води досягає 7—9 (по числу регенеративних відборів). Часто один з рівнів підігрівання служить для деаерації (див. Деаератор ) — видалення розчинених у воді газів (кисню і ін.).
Живильні і конденсатні насоси, регенеративні підігрівачі, деаератори відносяться до допоміжного устаткування турбінної установки. Допоміжне устаткування парогенераторної установки, що працює на твердому паливі, складають пилепріготовітельноє устаткування і золоуловлювачі, дутьевиє вентилятори, що подають повітря в топкову камеру парогенератора, і димососи, що відсисають продукти згорання палива (димові гази віддаляються в атмосферу через димарі висотою 150—360 м-коду ) . В парогенераторах на газомазутному паливі, що працюють з надлишковим тиском в топковій камері і в газоходах, замість дутьевих вентиляторів використовують повітродувки з підвищеним натиском; димососи при цьому не потрібні. Загальні допоміжні виробничі установки і спорудження ТПЕС — установки і спорудження технічного водопостачання, паливного і зольного господарства. Основне призначення технічного водопостачання — забезпечення турбоагрегатів водою, необхідною для охолоджування відпрацьованої пари (на конденсаційних електростанціях витрата води складає понад 30 м-код 3 /сек з розрахунку на турбіну потужністю близько 1 Гвт ) . Джерелом водопостачання можуть бути річка, озеро, море. Переважно застосовують оборотне водопостачання, із спорудженням ставків (на конденсаційних електростанціях) або , що охолоджують, градірен (переважно на ТЕЦ(теплоелектроцентраль)), рідше — прямоточне водопостачання, з однократним пропусканням води, що охолоджує, через конденсатори турбін. Паливне господарство ТПЕС, що використовує тверде паливо (переважно вугілля) включає розвантажувальні пристрої, систему стрічкових конвеєрів, що подають паливо в бункери парогенераторів, паливний склад з необхідними механізмами і транспортними пристроями, дробильне устаткування. Шлак (у твердому або рідкому вигляді) з топкових камер видаляють водою по каналах, що змивають; потім шлако-водяну суміш відцентровими насосами перекачують в золоотвали. Летку золу, уловлену в золоуловлювачах, видаляють за допомогою води або повітря. При використанні в якості палива мазуту в паливне господарство входять мазутні баки, насоси, підігрівачі, трубопроводи.
Головний корпус ТПЕС (у якому розміщені енергоблоки), допоміжні виробничі установки і споруди, електричні розподільні пристрої, лабораторії, майстерні, склади і пр. розміщують на виробничій території ТПЕС (пл. 30—70 га ) . Територію для конденсаційної електростанції вибирають поза містами можливо ближче до джерела водопостачання і паливної бази. ТЕЦ(теплоелектроцентраль) розташовують поблизу споживачів тепло.
Як і всяка електростанція, ТПЕС повинна мати високу надійність, володіти властивістю маневреності і бути економічною. Надійність устаткування ТПЕС має бути достатньою для того, щоб в кожен момент часу ТПЕС могла розвивати потужність, рівну потужності електричного навантаження (що змінюється в часі), і забезпечувати необхідна якість електроенергії в енергосистемі . Надійність устаткування і енергоблоків ТПЕС, залежну, зокрема, від забезпечення необхідного водного режиму, чистоти пари, конденсату і води в пароводяному тракті електростанції, оцінюють готовності коефіцієнтом, тобто відносить. тривалістю знаходження агрегату або енергоблока у роботі і в стані готовності до роботи (у резерві). Величина коефіцієнта готовності енергоблока визначається відповідними показниками турбоагрегату і парогенератора і знаходиться в межах 0,85—0,90. Маневреність забезпечує швидка зміна потужності електростанції відповідно до зміни потужності навантаження. Економічність електростанції характеризується велічиной розрахункових питомих витрат на виробництво 1 квт ч електроенергії. Розрахункові питомі витрати визначаються одноразовими (за роки будівництва станції) капіталовкладеннями, а також щорічними витратами виробництва з моменту введення устаткування в експлуатацію (витратами на паливо, виплатою заробітної плати персоналу, амортизаційними відрахуваннями) і на ТПЕС в СРСР складають близько 1 копійки на квт ч. Важливими економічними показниками є також: питома величина капіталовкладень (вартість 1 квт встановленою потужності залежить від типа ТПЕС і інших чинників і складає 100— 200 рублів); питома чисельність персоналу (штатний коефіцієнт рівний 0,5—1,0 чоловік на Мвт ) , питома витрата умовного палива (~340 г/квт×ч ) . Одна з істотних вимог до ТПЕС — вироблення електричної і теплової енергії із збереженням чистоти довкілля (повітря і водного басейнів).
Сучасна ТПЕС — високоавтоматизоване підприємство, на якому здійснюється автоматичне регулювання всіх основних процесів не лише в режимі нормальної експлуатації устаткування, але і в режимі пуску енергоблоків ( мал. 2 ). Автоматизовані системи управління (АСОВІ) крупних ТПЕС включають ЕОМ(електронна обчислювальна машина). У СРСР обчислювальну техніку і логічні пристрої застосовують на енергоблоках потужністю 200—300 Мвт і вище.
Літ.: Жілін Ст Р., Проектування теплових електростанцій великої потужності, М., 1964; Купців І. П., Іоффе Ю. Р., Проектування і будівництво теплових електростанцій, М., 1972; Рижкин Ст Я., Теплові електричні станції, М., 1976 (у пресі).
