Najstarszy TPP w ZSRR. Elektrownie cieplne

Energia ukryta w paliwach kopalnych – węglu, ropie naftowej czy gazie ziemnym – nie może być natychmiast pozyskiwana w postaci energii elektrycznej. Paliwo jest spalane jako pierwsze. Uwolnione ciepło podgrzewa wodę i zamienia ją w parę. Para obraca turbinę, a turbina jest wirnikiem generatora, który generuje, czyli generuje prąd elektryczny.

Schemat działania elektrowni kondensacyjnej.

Słowiańska TPP. Ukraina, obwód doniecki.

Cały ten złożony, wieloetapowy proces można zaobserwować w elektrociepłowni (TPP) wyposażonej w maszyny energetyczne, które zamieniają energię ukrytą w paliwach kopalnych (łupki naftowe, węgiel, ropa i jej produkty, gaz ziemny) na energię elektryczną. Głównymi częściami TPP są kotłownia, turbina parowa i generator elektryczny.

Kotłownia- zestaw urządzeń do wytwarzania pary wodnej pod ciśnieniem. Składa się z pieca, w którym paliwo organiczne, przestrzeń pieca, przez którą produkty spalania przechodzą do komina, oraz kocioł parowy, w którym wrze woda. Część kotła, która podczas nagrzewania styka się z płomieniem, nazywana jest powierzchnią grzewczą.

Istnieją 3 rodzaje kotłów: dymowe, wodnorurowe i jednoprzelotowe. Wewnątrz kotłów opalanych płomieniem umieszczony jest szereg rurek, przez które produkty spalania przechodzą do komina. Liczne płomienice posiadają ogromną powierzchnię grzewczą, dzięki czemu dobrze wykorzystują energię paliwa. Woda w tych kotłach znajduje się pomiędzy płomieniówkami.

W kotłach wodnorurowych jest odwrotnie: woda przepuszczana jest przez rury, a pomiędzy rurami znajdują się gorące gazy. Głównymi częściami kotła są palenisko, rury kotłowe, kocioł parowy i przegrzewacz. W rurkach wrzących zachodzi proces parowania. Powstająca w nich para dostaje się do kotła parowego, gdzie jest gromadzona w jego górnej części, nad wrzącą wodą. Z kotła parowego para przechodzi do przegrzewacza, gdzie jest dodatkowo podgrzewana. Paliwo wrzucane jest do tego kotła przez drzwiczki, a powietrze potrzebne do spalenia paliwa dostarczane jest przez kolejne drzwiczki do dmuchawy. Gorące gazy unoszą się i, pochylając się wokół przegród, przechodzą ścieżkę wskazaną na schemacie (patrz rys.).

W kotłach jednoprzejściowych woda jest podgrzewana w długich wężykowatych rurach. Do tych rur pompowana jest woda. Przechodząc przez wężownicę, całkowicie odparowuje, a powstała para jest przegrzewana do wymaganej temperatury, a następnie opuszcza wężownice.

Kotłownie pracujące z dogrzewaniem pary są część integralna instalacja o nazwie jednostka mocy„kocioł - turbina”.

W przyszłości np. do wykorzystania węgla z zagłębia Kańsko-Aczyńskiego powstaną duże elektrociepłownie o mocy do 6400 MW z blokami po 800 MW każdy, w których kotłownie będą produkować 2650 ton pary na godzinę w temperaturze do 565 ° C i ciśnieniu 25 MPa.

Kotłownia wytwarza parę wysokociśnieniową, która trafia do turbiny parowej – głównego silnika elektrociepłowni. W turbinie para rozpręża się, jej ciśnienie spada, a energia utajona zamieniana jest na energię mechaniczną. Turbina parowa napędza wirnik generatora wytwarzającego energię elektryczną.

W dużych miastach najczęściej budują elektrociepłownie,(CHP), a na terenach z tanim paliwem - elektrownie kondensacyjne(MWW).

CHP to elektrociepłownia produkująca nie tylko energię elektryczną, ale również ciepło w postaci gorącej wody i pary. Para opuszczająca turbinę parową nadal zawiera dużo energii cieplnej. W elektrociepłowniach ciepło to jest wykorzystywane na dwa sposoby: albo para za turbiną jest wysyłana do odbiorcy i nie wraca do stacji, albo przenosi ciepło w wymienniku ciepła do wody, która jest wysyłana do odbiorcy, oraz para wraca z powrotem do systemu. Dlatego CHP ma wysoką sprawność, sięgającą 50-60%.

Rozróżnij typy ogrzewania CHP i przemysłowe. Elektrociepłownie grzewcze ogrzewają i zaopatrują w ciepłą wodę budynki mieszkalne i użyteczności publicznej, przemysłowe zaopatrują w ciepło przedsiębiorstwa przemysłowe. Przesył pary z elektrociepłowni odbywa się na odległości do kilku kilometrów, a przenoszenie gorącej wody - do 30 kilometrów lub więcej. W efekcie w pobliżu dużych miast powstają elektrownie cieplne.

Ogromna ilość energii cieplnej kierowana jest do centralnego ogrzewania lub centralnego ogrzewania naszych mieszkań, szkół i placówek. Przed Rewolucją Październikową nie było ogrzewania miejskiego dla domów. Domy ogrzewano piecami, w których spalano dużo drewna opałowego i węgla. Ogrzewanie w naszym kraju rozpoczęło się w pierwszych latach władzy sowieckiej, kiedy to zgodnie z planem GOELRO (1920) rozpoczęto budowę dużych elektrociepłowni. Całkowita moc CHP na początku lat 80. przekroczyła 50 mln kW.

Jednak większość energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownie cieplne pochodzi z elektrowni kondensacyjnych (CPP). Często nazywamy je elektrowniami państwowymi (GRES). W przeciwieństwie do elektrociepłowni, w których ciepło pary odprowadzanej w turbinie wykorzystywane jest do ogrzewania budynków mieszkalnych i przemysłowych, w CPP para wykorzystywana w silnikach (silniki parowe, turbiny) jest zamieniana przez skraplacze na wodę (kondensat), która jest odesłane do kotłów do ponownego wykorzystania. IES są budowane bezpośrednio przy źródłach wody: w pobliżu jeziora, rzeki, morza. Ciepło odprowadzone z elektrowni wodą chłodzącą jest bezpowrotnie tracone. Sprawność IES nie przekracza 35–42%.

Według ścisłego harmonogramu, wagony z drobno rozdrobnionym węglem dostarczane są na wysoki wiadukt dzień i noc. Specjalny wyładowacz przewraca wagony, a do bunkra wlewa się paliwo. Młyny rozdrabniają go dokładnie na proszek opałowy i wraz z powietrzem leci do pieca kotła parowego. Języki ognia szczelnie zakrywają wiązki rurek, w których wrze woda. Powstaje para wodna. Poprzez rury - rurociągi parowe - para kierowana jest do turbiny i poprzez dysze uderza w łopatki wirnika turbiny. Po oddaniu energii wirnikowi para odlotowa trafia do skraplacza, ochładza się i zamienia w wodę. Pompy podają go z powrotem do kotła. A energia kontynuuje swój ruch od wirnika turbiny do wirnika generatora. W generatorze następuje jego ostateczna przemiana: staje się energią elektryczną. To koniec łańcucha energetycznego IES.

W przeciwieństwie do elektrowni wodnych, elektrownie cieplne mogą być budowane w dowolnym miejscu, a tym samym zbliżają źródła energii elektrycznej do odbiorcy i rozmieszczają elektrownie cieplne równomiernie na terenie regionów gospodarczych kraju. Zaletą elektrociepłowni jest to, że pracują na prawie wszystkich rodzajach paliw kopalnych – węglu, łupkach, paliwie płynnym, gazie ziemnym.

Reftinskaja ( Obwód swierdłowski), Zaporoże (Ukraina), Kostroma, Uglegorsk (obwód doniecki, Ukraina). Moc każdego z nich przekracza 3000 MW.

Nasz kraj jest pionierem w budowie elektrociepłowni, których energię dostarcza m.in reaktor jądrowy(cm.

Pierwsza centralna elektrownia, Pearl Street, została oddana do użytku 4 września 1882 roku w Nowym Jorku. Stacja została zbudowana przy wsparciu Edison Illuminating Company, którą kierował Thomas Edison. Zainstalowano na nim kilka generatorów Edisona o łącznej mocy ponad 500 kW. Stacja zaopatrywała w prąd cały obszar Nowego Jorku o powierzchni około 2,5 kilometra kwadratowego. Stacja spłonęła doszczętnie w 1890 roku i przetrwała tylko jedna dynamo, obecnie w Greenfield Village Museum w stanie Michigan.

30 września 1882 r. rozpoczęła działalność pierwsza elektrownia wodna, Vulcan Street w Wisconsin. Autorem projektu był G.D. Rogers, dyrektor generalny Appleton Paper & Pulp. Na stacji zainstalowano generator o mocy ok. 12,5 kW. Było wystarczająco dużo energii elektrycznej dla domu Rogersa i dwóch jego papierni.

Elektrownia Gloucester Road. Brighton było jednym z pierwszych miast w Wielkiej Brytanii, które miały ciągłą energię elektryczną. W 1882 r. Robert Hammond założył Hammond Electric Light Company, a 27 lutego 1882 r. otworzył Gloucester Road Power Station. Stanowisko składało się z dynama szczotkowego, które służyło do zasilania szesnastu lamp łukowych. W 1885 roku elektrownia Gloucester została zakupiona przez Brighton Electric Light Company. Później wybudowano w tym rejonie nową stację, składającą się z trzech prądnic szczotkowych z 40 lampami.

Elektrownia Pałacu Zimowego

W 1886 roku na jednym z dziedzińców Nowego Ermitażu, zwanego odtąd Elektroyardem, wybudowano elektrownię według projektu technika administracji pałacu Wasilija Leontiewicza Paszkowa. Elektrownia ta przez 15 lat była największą w całej Europie.

Maszynownia elektrowni w Pałacu Zimowym. 1901

Początkowo do oświetlania Pałacu Zimowego używano świec, a od 1861 r. zaczęto stosować lampy gazowe. Jednak oczywiste zalety lamp elektrycznych skłoniły ekspertów do poszukiwania sposobów na wymianę oświetlenia gazowego w budynkach Pałacu Zimowego i sąsiadujących budynkach Ermitażu.

Inżynier Wasilij Leontiewicz Pashkov zaproponował, jako eksperyment, użycie energii elektrycznej do oświetlenia sal pałacowych podczas świąt Bożego Narodzenia i Nowego Roku 1885.

9 listopada 1885 r. projekt budowy „fabryki energii elektrycznej” został zatwierdzony przez cesarza Aleksandra III. Projekt przewidywał elektryfikację Pałacu Zimowego, budynków Ermitażu, dziedzińca i otoczenia na trzy lata do 1888 roku.
Pracę powierzono Wasilijowi Paszkowowi. Aby wykluczyć możliwość drgań budynku z pracy maszyn parowych, elektrownię umieszczono w osobnym pawilonie wykonanym ze szkła i metalu. Znajdował się na drugim dziedzińcu Ermitażu, zwanym odtąd „Elektrycznym”.

Budynek stacji zajmował powierzchnię 630 m², składał się z maszynowni z 6 kotłami, 4 parowozami i 2 lokomobilami oraz pomieszczenia z 36 prądnicami elektrycznymi. Całkowita moc osiągnęła 445 KM. Oświetlono pierwszą część pomieszczeń obrzędowych: Przedpokój, Pietrowski, Wielki Polny, Herbarz, Św. Jerzego oraz zaaranżowano iluminację zewnętrzną. Zaproponowano trzy tryby oświetlenia: pełne (wakacyjne) oświetlenie pięć razy w roku (4888 żarówek i 10 świec Yablochkov); praca - 230 żarówek; obowiązek (noc) - 304 żarówek. Stacja zużywała około 30 000 pudów (520 ton) węgla rocznie.

Głównym dostawcą sprzętu elektrycznego była firma Siemens i Halske, największa ówczesna firma elektryczna.

Sieć elektrowni stale się rozbudowywała i do 1893 roku liczyła już 30 tysięcy żarówek i 40 lamp łukowych. Oświetlono nie tylko budynki zespołu pałacowego, ale także Plac Pałacowy wraz ze znajdującymi się na nim budynkami.

Stworzenie elektrowni w Pałacu Zimowym stało się wyraźnym przykładem możliwości stworzenia potężnego i ekonomicznego źródła energii elektrycznej, które może zasilić dużą liczbę odbiorców.

Oświetlenie elektryczne budynków Pałacu Zimowego i Ermitażu zostało przełączone do miejskiej sieci energetycznej po 1918 roku. A budynek elektrowni Pałacu Zimowego istniał do 1945 roku, po czym został rozebrany.

16 lipca 1886 roku w Petersburgu zostało zarejestrowane Przemysłowo-Handlowe Towarzystwo Oświetleniowe. Datę tę uważa się za datę powstania pierwszego rosyjskiego systemu energetycznego. Wśród założycieli byli Siemens i Halske, Deutsche Bank i rosyjscy bankierzy. Od 1900 roku firma nosi nazwę Electric Lighting Society of 1886. Cel firmy został wyznaczony zgodnie z interesami głównego założyciela Karla Fiodorowicza Siemensa: „Oświetlać elektrycznością ulice, fabryki, fabryki, sklepy i wszelkiego rodzaju inne miejsca i pomieszczenia” [Ustav..., 1886, s. 3]. Społeczeństwo miało kilka oddziałów w różnych miastach kraju i wniosło bardzo duży wkład w rozwój sektora elektrycznego gospodarki rosyjskiej.

Większość ludności Rosji i innych krajów byłego ZSRR wie, że zakrojona na szeroką skalę elektryfikacja kraju związana jest z realizacją przyjętego w 1920 r. planu Państwowej Elektryfikacji Rosji (GoElRo).

W uczciwości należy zauważyć, że rozwój tego planu sięga czasów przed I wojną światową, co de facto uniemożliwiło wówczas jego przyjęcie.

BARINOV V.A., doktor nauk technicznych Nauki, ENIN im. G. M. Krzhizhanovsky

W rozwoju elektroenergetyki ZSRR można wyróżnić kilka etapów: połączenie elektrowni do pracy równoległej i organizacja pierwszych systemów elektroenergetycznych (EPS); SEE rozwój i tworzenie terytorialnych zunifikowanych systemów elektroenergetycznych (IPS); stworzenie jednolitego systemu elektroenergetycznego (JES) europejskiej części kraju; utworzenie UES na skalę ogólnokrajową (JES ZSRR) z włączeniem go do międzypaństwowego stowarzyszenia energetycznego krajów socjalistycznych.
Przed I wojną światową łączna moc elektrowni w przedrewolucyjnej Rosji wynosiła 1 141 000 kW, a roczna produkcja energii elektrycznej 2039 mln kWh. Największa elektrociepłownia (TPP) miała moc 58 tys. kW, największa moc bloku 10 tys. kW. Łączna moc elektrowni wodnych (HPP) wynosiła 16 000 kW, największą była elektrownia HPP o mocy 1350 kW. Długość wszystkich sieci o napięciu wyższym niż napięcie generatora oszacowano na około 1000 km.
Podstawy rozwoju elektroenergetyki ZSRR położył Państwowy Plan Elektryfikacji Rosji (plan GOELRO), opracowany pod kierownictwem VI Lenina, który przewiduje budowę dużych elektrowni i sieci elektrycznych oraz integracja elektrowni w SWW. Plan GOELRO został przyjęty na VIII Wszechrosyjskim Zjeździe Sowietów w grudniu 1920 roku.
Już włączone etap początkowy realizacji planu GOELRO przeprowadzono znaczące prace na rzecz przywrócenia zniszczonej wojną gospodarki energetycznej kraju, budowy nowych elektrowni i sieci elektrycznych. Pierwsze SEE - Moskwa i Piotrogród - powstały w 1921 r. W 1922 r. w SEE uruchomiono pierwszą linię 110 kV, a następnie szeroko rozwinięto sieci 110 kV.
Pod koniec 15-letniego okresu plan GOELRO był znacznie przepełniony. Moc zainstalowana krajowych elektrowni w 1935 r. przekroczyła 6,9 mln kW. Roczna produkcja przekroczyła 26,2 mld kWh. Do produkcji energii elektrycznej związek Radziecki zajęła drugie miejsce w Europie i trzecie na świecie.
Intensywny planowany rozwój elektroenergetyki został przerwany wraz z początkiem Wielkiej Wojna Ojczyźniana. Przeniesienie przemysłu regionów zachodnich na Ural i wschodnie regiony kraju wymagało przyspieszonego rozwoju sektora energetycznego Uralu, północnego Kazachstanu, środkowej Syberii, Azji Środkowej, a także Wołgi, Zakaukazia i Daleki Wschód. Sektor energetyczny Uralu osiągnął wyjątkowo duży rozwój; wytwarzanie energii elektrycznej przez elektrownie na Uralu w latach 1940-1945. wzrosła 2,5-krotnie i osiągnęła 281% całkowitej produkcji w kraju.
Odbudowę zniszczonej gospodarki energetycznej rozpoczęto już pod koniec 1941 r.; w 1942 r. prace restauracyjne prowadzono w centralnych regionach europejskiej części ZSRR, w 1943 r. - w regionach południowych; w 1944 r. na terenach zachodnich, aw 1945 r. prace te rozszerzono na całe wyzwolone terytorium kraju.
W 1946 roku łączna moc elektrowni w ZSRR osiągnęła poziom przedwojenny.
Najwyższa moc elektrociepłowni w 1950 r. wynosiła 400 MW; turbina o mocy 100 MW pod koniec lat 40. stała się typową jednostką wprowadzaną w elektrociepłowniach.
W 1953 roku w GRES Cherepetskaya uruchomiono bloki energetyczne o mocy 150 MW na parę o ciśnieniu 17 MPa. W 1954 r. uruchomiono pierwszą na świecie elektrownię jądrową (EJ) o mocy 5 MW.
W ramach nowo oddanych mocy wytwórczych zwiększyła się moc elektrociepłowni. W latach 1949-1950. podjęto decyzje o budowie potężnych elektrowni wodnych Wołga i budowie pierwszych dalekosiężnych linii energetycznych (VL). W latach 1954-1955 rozpoczęto budowę największych elektrowni wodnych w Bracku i Krasnojarsku.
Do 1955 roku trzy oddzielnie zintegrowane systemy elektroenergetyczne europejskiej części kraju otrzymały znaczący rozwój; Centrum, Ural i Południe; łączna produkcja tych MSE stanowiła około połowy całej energii elektrycznej wytworzonej w kraju.
Przejście do kolejnego etapu rozwoju sektora energetycznego wiązało się z uruchomieniem Wołżskiego WSP oraz linii napowietrznych 400-500 kV. W 1956 roku uruchomiono pierwszą linię napowietrzną o napięciu 400 kV Kujbyszew - Moskwa. Wysokie parametry techniczne i ekonomiczne tej linii napowietrznej osiągnięto dzięki opracowaniu i wdrożeniu szeregu środków poprawiających jej stabilność i przepustowość: rozdzielenie fazy na trzy przewody, zabudowanie punktów łączeniowych, przyspieszenie pracy wyłączników i zabezpieczenie przekaźników, zastosowanie wzdłużna kompensacja pojemnościowa reaktywności linii i poprzecznej wydajności linii kompensacyjnej za pomocą dławików bocznikowych, wprowadzenie automatycznych regulatorów wzbudzenia (ARV) generatorów „silnego działania” rozruchowej elektrowni wodnej i potężnych kompensatorów synchronicznych podstacji odbiorczych itp.
Kiedy oddano do eksploatacji linię napowietrzną 400 kV Kujbyszew-Moskwa, równolegle z IPS Centrum dołączył do operacji EES Kujbyszewa z regionu środkowej Wołgi; położyło to podwaliny pod zjednoczenie EES różnych regionów i utworzenie EES europejskiej części ZSRR.
Wraz z wprowadzeniem w latach 1958-1959. połączono odcinki linii napowietrznej Kujbyszew-Ural, EPS Centrum, Cis-Ural i Ural.
W 1959 r. uruchomiono pierwszy obwód linii napowietrznej 500 kV Wołgograd-Moskwa, a Wołgograd EES stał się częścią JES Centrum; w 1960 r. do UES przystąpiło Centrum EES Regionu Centralnego Czarnoziemu.
W 1957 r. Zakończono budowę Wołżskiej HPP im. XXII Zjazd KPZR. W latach 1950-1960. Ukończono także Gorkowską, Kamską, Irkuckską, Nowosybirską, Kremenczugską, Kachowską i szereg innych HPP. Pod koniec lat 50. uruchomiono pierwsze seryjne bloki energetyczne na parę o ciśnieniu 13 MPa: o mocy 150 MW w GRES Pridneprovskaya i 200 MW w GRES Zmievskaya.
W drugiej połowie lat 50. zakończono zjednoczenie EES Zakaukazia; nastąpił proces unifikacji EPS Północno-Zachodniego, Środkowej Wołgi i Północnego Kaukazu. Od 1960 r. rozpoczęło się tworzenie IPS Syberii i Azji Środkowej.
Wykonano szeroko zakrojoną budowę sieci elektrycznych. Od końca lat 50. rozpoczęto wprowadzanie napięcia 330 kV; sieci tego napięcia zostały bardzo rozwinięte w południowych i północno-zachodnich strefach europejskiej części ZSRR. W 1964 r. zakończono przenoszenie napowietrznych linii dalekobieżnych 400 kV na 500 kV i utworzono pojedynczą sieć 500 kV, której odcinki stały się głównymi ogniwami systemotwórczymi JEZ europejskiej części ZSRR; Później w JSE wschodniej części kraju zaczęto przenosić funkcje sieci szkieletowej do sieci 500 kV nałożonej na rozwiniętą sieć 220 kV.
Od lat 60. charakterystyczna cecha rozwoju elektroenergetyki konsekwentnie zwiększa się udział bloków energetycznych w składzie mocy oddanych do eksploatacji elektrociepłowni. W 1963 roku w elektrowniach okręgowych Pridneprovskaya i Cherepetskaya oddano do eksploatacji pierwsze bloki o mocy 300 MW. W 1968 roku oddano do eksploatacji blok o mocy 500 MW w GRES Nazarowskaja i blok o mocy 800 MW w GRES Slawianskaja. Wszystkie te bloki pracowały przy nadkrytycznym ciśnieniu pary (24 MPa).
Przewaga uruchamiania potężnych jednostek, których parametry są niekorzystne pod względem stabilności, skomplikowała zadania zapewnienia niezawodnej pracy IPS i JES. Aby rozwiązać te problemy, konieczne stało się opracowanie i wdrożenie ARV silnego działania generatorów bloków energetycznych; wymagało to również zastosowania automatycznego awaryjnego odciążania potężnych elektrociepłowni, w tym automatycznego awaryjnego sterowania mocą turbin parowych bloków energetycznych.
Kontynuowano intensywną budowę elektrowni wodnych; w 1961 roku oddano do eksploatacji w EC Bratskaja blok hydrauliczny o mocy 225 MW, w 1967 roku w EW Krasnojarsk oddano do eksploatacji pierwsze bloki wodne o mocy 500 MW. W latach 60. ukończono budowę elektrowni Bratskaya, Botkinskaya i wielu innych elektrowni wodnych.
Rozpoczęto budowę w zachodniej części kraju elektrownie jądrowe. W 1964 roku oddano do eksploatacji blok 100 MW przy ul elektrownia jądrowa w Biełojarsku oraz blok 200 MW w EJ Nowoworoneż; w drugiej połowie lat 60. w tych elektrowniach oddano do eksploatacji drugie bloki: 200 MW w Biełojarskiej i 360 MW w Nowoworoneżskiej.
W latach 60. trwała i została zakończona formacja europejskiej części ZSRR. W 1962 r. połączono linie napowietrzne 220-110 kV dla równoległej pracy JEZ Południowego i Północnego Kaukazu. W tym samym roku zakończono prace nad pierwszym etapem eksperymentalnej przemysłowej linii przesyłowej 800 kV DC Wołgograd-Donbas, która zapoczątkowała połączenie Centrum-Południe; Ta linia napowietrzna została ukończona w 1965 roku.

Rok	Moc zainstalowana elektrowni, mln kW	Wyższy Napięcie, kV*	Długość linii napowietrznych*, tys. km

* Bez linii napowietrznych 800 kV DC. ** Łącznie z liniami napowietrznymi 400 kV.
W 1966 roku poprzez zamknięcie połączeń międzysystemowych 330-110 kV North-West-Center, zasilacz UPS North-West został podłączony do pracy równoległej. W 1969 r. zorganizowano równoległą pracę JES Centrum i Południe wzdłuż sieci rozdzielczej 330-220-110 kV, a wszystkie stowarzyszenia energetyczne wchodzące w skład JES zaczęły działać synchronicznie. W 1970 r. za pośrednictwem połączeń 220-110 kV Zakaukazie - Kaukaz Północny dołączył do równoległej pracy IPS Zakaukazie.
W ten sposób na początku lat 70. rozpoczęło się przejście do kolejnego etapu rozwoju elektroenergetyki naszego kraju - powstania JES ZSRR. W ramach JES europejskiej części kraju w 1970 r. Równolegle pracowały JES Centrum, Ural, Środkowa Wołga, Północny Zachód, Południe, Północny Kaukaz i Zakaukazie, które obejmowały 63 EES . Trzy terytorialne IPS - Kazachstan, Syberia i Azja Środkowa pracowały oddzielnie; IPS Wschodu był w trakcie formowania.
W 1972 IPS Kazachstanu stał się częścią JES ZSRR (dwa EES tej republiki - Ałma-Ata i Południowy Kazachstan - działały w izolacji od innych EES kazachskiej SRR i były częścią IPS Azji Środkowej). W 1978 roku, wraz z zakończeniem budowy napowietrznej linii tranzytowej 500 kV, Syberia-Kazachstan-Ural przystąpiła do równoległej pracy IPS Syberii.
W tym samym 1978 r. Zakończono budowę międzystanowej napowietrznej linii przesyłowej 750 kV Zachodnia Ukraina (ZSRR) - Albertirsha (Węgry), a od 1979 r. Rozpoczęła się równoległa praca JES ZSRR i IPS krajów członkowskich RWPG . Biorąc pod uwagę IPS Syberii, który ma powiązania z ESZ Mongolskiej Republiki Ludowej, powstało stowarzyszenie ESZ krajów socjalistycznych, obejmujące rozległe terytorium od Ułan Bator do Berlina.
Energia elektryczna jest eksportowana z sieci UES ZSRR do Finlandii, Norwegii i Turcji; poprzez podstację przekształtnikową prądu stałego w pobliżu miasta Wyborg, JEZ ZSRR jest podłączony do połączenia energetycznego krajów skandynawskich NORDEL.
Dynamika struktury mocy wytwórczych w latach 70. i 80. charakteryzuje się coraz większym uruchamianiem mocy w elektrowniach jądrowych w zachodniej części kraju; dalsze uruchamianie mocy w wysokosprawnych elektrowniach wodnych, głównie we wschodniej części kraju; rozpoczęcie prac nad utworzeniem kompleksu paliwowo-energetycznego Ekibastuz; ogólny wzrost koncentracji mocy wytwórczych oraz wzrost mocy jednostkowej bloków.

W latach 1971-1972. w EJ Nowoworoneż uruchomiono dwa reaktory wodne ciśnieniowe o mocy 440 MW każdy (WWER-440); w 1974 r. w EJ Leningrad oddano do eksploatacji pierwszy (głowicowy) reaktor wodno-grafitowy o mocy 1000 MW (RBMK-1000); w 1980 r. w elektrowni jądrowej w Biełojarsku oddano do użytku reaktor wtórny o mocy 600 MW (BN-600); w 1980 r. W elektrowni jądrowej Nowoworoneż wprowadzono reaktor WWER-1000; w 1983 roku w Ignalinie oddano do eksploatacji pierwszy reaktor o mocy 1500 MW (RBMK-1500).
W 1971 r. w Slavyanskaya GRES oddano do eksploatacji blok energetyczny o mocy 800 MW z turbiną jednowałową; w 1972 roku w Mosenergo uruchomiono dwie jednostki kogeneracyjne o mocy 250 MW; w 1980 roku w GRES Kostromskaja oddano do eksploatacji blok o mocy 1200 MW na parametry pary nadkrytycznej.
W 1972 r. uruchomiono pierwszą w ZSRR elektrownię szczytowo-pompową (PSPP) – Kijowskaja; w 1978 roku pierwszy agregat hydrauliczny o mocy 640 MW został oddany do eksploatacji w HPP Sayano-Sushenskaya. Od 1970 do 1986 r. w pełni uruchomiono Krasnojarską, Saratowską, Czeboksarską, Ingurską, Toktogulską, Nurekską, Ust-Ilimską, Sajanowo-Szuszenską, Zejską i szereg innych HPP.
W 1987 roku moc największych elektrowni osiągnęła: elektrowni jądrowych - 4000 MW, elektrociepłowni - 4000 MW, elektrowni wodnych - 6400 MW. Udział elektrowni jądrowych w łącznej mocy elektrowni JEZ ZSRR przekroczył 12%; udział bloków kondensacyjnych i ciepłowniczych o mocy 250-1200 MW zbliżył się do 60% całkowitej mocy TPP.
Postęp technologiczny w rozwoju sieci szkieletowych charakteryzuje się stopniowym przechodzeniem na wyższe poziomy napięć. Rozwój napięcia 750 kV rozpoczął się od uruchomienia w 1967 r. pilotażowej przemysłowej linii napowietrznej 750 kV Konakovskaya GRES-Moskwa. W latach 1971-1975. wybudowano autostradę równoleżnikową 750 kV Donbas-Dniepr-Winnica-Zachodnia Ukraina; ta główna linia była następnie kontynuowana przez linię napowietrzną 750 kV ZSRR-Węgry wprowadzoną w 1978 roku. W 1975 r. wybudowano połączenie międzysystemowe 750 kV Leningrad-Konakowo, które umożliwiło przeniesienie nadwyżki mocy z UPS-a Północno-Zachodniego na UPS Centrum. Dalszy rozwój sieci 750 kV związany był przede wszystkim z warunkami wytwarzania mocy z dużych elektrowni jądrowych oraz potrzebą wzmocnienia więzi międzypaństwowych z IPS krajów członkowskich RWPG. W celu stworzenia silnych połączeń ze wschodnią częścią UES budowana jest magistrala napowietrzna 1150 kV Kazachstan-Ural; trwają prace przy budowie linii elektroenergetycznej 1500 kV DC Ekibastuz - Centrum.
Przyrost mocy zainstalowanej elektrowni i długości sieci elektrycznych 220-1150 kV JES ZSRR w latach 1960-1987 charakteryzują dane podane w tabeli.
Zunifikowany system energetyczny kraju rozwija się plan państwowy kompleks połączonych obiektów energetycznych połączonych wspólnym reżimem technologicznym i scentralizowanym kierownictwo operacyjne. Ujednolicenie SWW umożliwia zwiększenie tempa wzrostu mocy energetycznych oraz obniżenie kosztów budowy energetycznej poprzez konsolidację elektrowni i zwiększenie mocy jednostkowej bloków. Koncentracja mocy energetycznych z dominującym uruchomieniem najpotężniejszych jednostek ekonomicznych wytwarzanych przez przemysł krajowy zapewnia wzrost wydajności pracy oraz poprawę wskaźników techniczno-ekonomicznych wytwarzania energii.
Ujednolicenie SWW stwarza możliwości racjonalnej regulacji struktury zużywanego paliwa z uwzględnieniem zmieniającej się sytuacji paliwowej; To jest warunek konieczny rozwiązanie złożonych problemów hydroenergetycznych z optymalnym wykorzystaniem zasobów wodnych głównych rzek kraju dla całej gospodarki narodowej. Systematyczne zmniejszanie jednostkowego zużycia paliwa standardowego na kilowatogodzinę uwalnianego z opon TPP jest zapewnione poprzez poprawę struktury mocy wytwórczych i regulację ekonomiczną ogólnego reżimu energetycznego JES ZSRR.
Wzajemna pomoc SEE pracującego równolegle stwarza możliwość znacznego zwiększenia niezawodności zasilania. Przyrost całkowitej mocy zainstalowanej elektrowni JES spowodowany spadkiem rocznego maksymalnego obciążenia w związku z różnicą w czasie nadejścia maksimów SWW i zmniejszeniem wymaganej rezerwy mocy przekracza 15 mln kW.
Całkowity efekt ekonomiczny powstania JES ZSRR na poziomie jego rozwoju osiągniętym do połowy lat 80. (w porównaniu z odosobnioną pracą JES) szacowany jest poprzez spadek inwestycji kapitałowych w elektroenergetyce o 2,5 miliarda rubli. oraz spadek rocznych kosztów operacyjnych o około 1 miliard rubli.

Definicja TPP, rodzaje i cechy TPP. Klasyfikacja TPP

Definicja TPP, rodzaje i cechy TPP. Klasyfikacja TPP, urządzenie TPP

Definicja

wieża chłodnicza

Charakterystyka

Klasyfikacja

Elektrociepłownia

Urządzenie mini-CHP

Cel mini-CHP

Wykorzystanie ciepła z mini-CHP

Paliwo do mini-CHP

Mini-CHP i ekologia

Silnik z turbiną gazową

Instalacja o cyklu kombinowanym

Zasada działania

Zalety

Rozpościerający się

elektrownia kondensacyjna

Historia

Zasada działania

Główne systemy

Wpływ na środowisko

Stan obecny

Wierchnetagilskaja GRES

Kashirskaja GRES

Pskowskaja GRES

Stawropolskaja GRES

Smoleńska GRES

Elektrownia cieplna jest(lub elektrownia cieplna) - elektrownia, która wytwarza energię elektryczną poprzez zamianę energii chemicznej paliwa na energię mechaniczną obrotu wału generatora elektrycznego.

Główne jednostki elektrociepłowni to:

Silniki - jednostki napędowe elektrociepłowni

Generatory elektryczne

Wymienniki ciepła elektrociepłowni

Wieże chłodnicze.

wieża chłodnicza

Chłodnia (niem. gradieren - do zagęszczania solanki; pierwotnie chłodnie służyły do ​​ekstrakcji soli przez odparowanie) - urządzenie do schładzania dużej ilości wody z ukierunkowanym przepływem powietrza atmosferycznego. Czasami chłodnie kominowe nazywane są również chłodniami kominowymi.

Obecnie chłodnie kominowe stosowane są głównie w systemach zaopatrzenia w wodę obiegową do chłodzenia wymienników ciepła (z reguły w elektrociepłowniach, elektrociepłowniach). W budownictwie lądowym wieże chłodnicze wykorzystywane są w klimatyzacji np. do chłodzenia skraplaczy agregatów chłodniczych, chłodzenia awaryjnych agregatów prądotwórczych. W przemyśle wieże chłodnicze wykorzystywane są do chłodzenia maszyn chłodniczych, wtryskarek do tworzyw sztucznych oraz do chemicznego oczyszczania substancji.

Proces schładzania następuje w wyniku odparowania części wody, która spływa cienką warstwą lub spada wzdłuż specjalnego zraszacza, wzdłuż którego doprowadzany jest strumień powietrza w kierunku przeciwnym do ruchu wody. Gdy 1% wody wyparuje, temperatura pozostałej wody spada o 5,48 °C.

Z reguły wieże chłodnicze stosuje się tam, gdzie nie ma możliwości wykorzystania dużych zbiorników do chłodzenia (jeziora, morza). Ponadto ta metoda chłodzenia jest bardziej przyjazna dla środowiska.

Prostą i tanią alternatywą dla chłodni kominowych są stawy rozpryskowe, w których woda jest chłodzona przez zwykłe rozpryskiwanie.

Charakterystyka

Głównym parametrem chłodni jest wartość gęstości nawadniania - określona wartość zużycia wody na 1 m² powierzchni nawadniania.

Główne parametry konstrukcyjne wież chłodniczych są określane na podstawie obliczeń techniczno-ekonomicznych w zależności od objętości i temperatury schłodzonej wody oraz parametrów atmosferycznych (temperatura, wilgotność itp.) w miejscu instalacji.

Korzystanie z chłodni kominowych zimą, zwłaszcza w surowym klimacie, może być niebezpieczne ze względu na możliwość zamarznięcia chłodni. Dzieje się tak najczęściej w miejscu, w którym mroźne powietrze styka się z niewielką ilością ciepłej wody. Aby zapobiec zamarzaniu chłodni, a tym samym jej awarii, konieczne jest zapewnienie równomiernego rozprowadzania schłodzonej wody na powierzchni zraszacza oraz monitorowanie jednakowej gęstości nawadniania w poszczególnych sekcjach chłodni. Dmuchawy są również często narażone na oblodzenie z powodu niewłaściwego użytkowania wieży chłodniczej.

Klasyfikacja

W zależności od typu tryskacza wieże chłodnicze to:

film;

kroplówka;

rozpylać;

Sposób zasilania powietrzem:

wentylator (ciąg jest tworzony przez wentylator);

wieża (trakcję tworzy się za pomocą wysokiej wieży wydechowej);

otwarty (atmosferyczny), wykorzystujący siłę wiatru i naturalną konwekcję, gdy powietrze przepływa przez zraszacz.

Chłodnie wentylatorowe są najbardziej wydajne z technicznego punktu widzenia, ponieważ zapewniają głębsze i lepsze chłodzenie wody, wytrzymują duże jednostkowe obciążenia cieplne (jednak wymagają zużycia energii elektrycznej do napędzania wentylatorów).

Rodzaje

Elektrownie kotłowo-turbinowe

Elektrownie kondensacyjne (GRES)

Elektrociepłownie (elektrownie kogeneracyjne, elektrociepłownie)

Elektrownie z turbinami gazowymi

Elektrownie oparte na elektrociepłowniach

Elektrownie oparte na silnikach tłokowych

Zapłon samoczynny (diesel)

Z zapłonem iskrowym

Połączony cykl

Elektrociepłownia

Elektrociepłownia (CHP) to rodzaj elektrociepłowni, która wytwarza nie tylko energię elektryczną, ale jest również źródłem energii cieplnej w systemy scentralizowane zaopatrzenie w ciepło (w postaci pary i gorącej wody, w tym do zaopatrzenia w ciepłą wodę i ogrzewania obiektów mieszkalnych i przemysłowych). Z reguły elektrociepłownia musi działać zgodnie z harmonogramem grzewczym, to znaczy wytwarzanie energii elektrycznej jest uzależnione od wytwarzania energii cieplnej.

Podczas umieszczania CHP bierze się pod uwagę bliskość odbiorców ciepła w postaci gorącej wody i pary.

Mini kogeneracja

Mini-CHP - mała elektrociepłownia.

Urządzenie mini-CHP

Mini-CHP to elektrociepłownie, które służą do wspólnej produkcji energii elektrycznej i cieplnej w blokach o mocy bloku do 25 MW, niezależnie od rodzaju urządzeń. Obecnie w energetyce cieplnej zagranicznej i krajowej szerokie zastosowanie znalazły następujące instalacje: turbiny parowe, kondensacyjne turbiny parowe z odciągiem pary, turbozespoły gazowe z wodnym lub parowym odzyskiem energii cieplnej, gazowo-tłokowe, gazowo-dieslowe i dieslowskie z odzyskiem ciepła różne systemy te jednostki. Termin elektrociepłownie jest używany jako synonim terminów mini-CHP i CHP, jednak ma ono szersze znaczenie, ponieważ obejmuje wspólną produkcję (ko - wspólną, wytwarzanie - wytwarzanie) różnych produktów, które mogą być zarówno elektryczne i energię cieplną oraz inne produkty, takie jak ciepło i dwutlenek węgla, elektryczność i chłód itp. W rzeczywistości pojęcie trigeneracji, które implikuje wytwarzanie energii elektrycznej, ciepła i chłodu, jest również szczególnym przypadkiem kogeneracji. Cechą charakterystyczną mini-CHP jest bardziej ekonomiczne wykorzystanie paliwa dla wytwarzanych rodzajów energii w porównaniu z ogólnie przyjętymi odrębnymi sposobami ich wytwarzania. Wynika to z faktu, że w całym kraju energia elektryczna wytwarzana jest głównie w obiegach kondensacyjnych elektrowni cieplnych i jądrowych, które przy braku odbiorcy ciepła mają sprawność elektryczną 30-35%. W rzeczywistości taki stan rzeczy determinowany jest istniejącym stosunkiem obciążeń elektrycznych i cieplnych osiedli, ich odmiennym charakterem zmian w ciągu roku, a także niemożliwością przesyłania energii cieplnej na duże odległości, w przeciwieństwie do energii elektrycznej.

Moduł mini-CHP zawiera gazowy silnik tłokowy, turbinę gazową lub silnik wysokoprężny, generator energii elektrycznej, wymiennik ciepła do wykorzystania ciepła z wody podczas chłodzenia silnika, oleju i spalin. Kocioł ciepłej wody jest zwykle dodawany do mini-CHP, aby skompensować obciążenie cieplne w godzinach szczytu.

Cel mini-CHP

Głównym celem mini-CHP jest wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej z różnego rodzaju paliwo.

Koncepcja budowy mini-CHP w bliskiej odległości od konsumenta ma szereg zalet (w porównaniu z dużymi elektrociepłowniami):

unika kosztów budowy drogich i niebezpiecznych linii wysokiego napięcia (TL);

straty podczas przenoszenia mocy są wykluczone;

nie ma potrzeby wydatki finansowe do egzekucji specyfikacje połączyć się z sieciami

scentralizowane zasilanie;

nieprzerwane zasilanie konsumenta;

zasilanie wysokiej jakości energią elektryczną, zgodność z podanymi wartościami napięcia i częstotliwości;

ewentualnie osiąganie zysku.

We współczesnym świecie budowa mini-CHP nabiera tempa, zalety są oczywiste.

Wykorzystanie ciepła z mini-CHP

Istotną część energii spalania paliw w wytwarzaniu energii elektrycznej stanowi energia cieplna.

Istnieją opcje wykorzystania ciepła:

bezpośrednie wykorzystanie energii cieplnej przez odbiorców końcowych (kogeneracja);

zaopatrzenie w ciepłą wodę (CWU), ogrzewanie, potrzeby technologiczne (para);

częściowa konwersja energii cieplnej na energię zimną (trigeneracja);

zimno jest wytwarzane przez absorpcyjną maszynę chłodniczą, która zużywa nie energię elektryczną, ale energię cieplną, co pozwala na dość efektywne wykorzystanie ciepła latem do klimatyzacji lub potrzeb technologicznych;

Paliwo do mini-CHP

Rodzaje stosowanego paliwa

gaz: główny gaz ziemny, skroplony gaz ziemny i inne gazy palne;

paliwo płynne: olej, olej opałowy, olej napędowy, biodiesel i inne palne ciecze;

paliwo stałe: węgiel, drewno, torf i inne rodzaje biopaliw.

Najbardziej wydajnym i niedrogim paliwem w Rosji jest główny gaz ziemny, a także gaz towarzyszący.

Mini-CHP i ekologia

Wykorzystywanie ciepła odpadowego z silników elektrowni do celów praktycznych jest charakterystyczną cechą mini-CHP i nazywa się kogeneracją (kogeneracją).

Łączna produkcja dwóch rodzajów energii w mini-CHP przyczynia się do znacznie bardziej przyjaznego dla środowiska wykorzystania paliwa w porównaniu z odrębną generacją energii elektrycznej i cieplnej w kotłowniach.

Zastępując kotłownie, które nieracjonalnie zużywają paliwo i zanieczyszczają atmosferę miast i miasteczek, mini-CHP przyczynia się nie tylko do znacznych oszczędności paliwa, ale także do poprawy czystości niecki powietrza i poprawy ogólnego stanu środowiska.

Źródłem energii dla elektrociepłowni tłokowych i turbin gazowych jest z reguły gaz ziemny. Naturalne lub powiązane gazowe paliwo organiczne, które nie zanieczyszcza atmosfery emisją substancji stałych

Silnik z turbiną gazową

Silnik turbogazowy (GTE, TRD) to silnik cieplny, w którym gaz jest sprężany i podgrzewany, a następnie energia sprężonego i podgrzanego gazu zamieniana jest na pracę mechaniczną na wale turbiny gazowej. W przeciwieństwie do silnika tłokowego procesy w silniku turbogazowym zachodzą w strumieniu poruszającego się gazu.

Sprężone powietrze atmosferyczne ze sprężarki dostaje się do komory spalania, tam też dostarczane jest paliwo, które po spaleniu tworzy pod wysokim ciśnieniem dużą ilość produktów spalania. Następnie w turbinie gazowej energia gazowych produktów spalania zamieniana jest na pracę mechaniczną w wyniku obracania się łopatek przez strumień gazu, którego część zużywana jest na sprężanie powietrza w sprężarce. Reszta pracy jest przekazywana do napędzanej jednostki. Praca pochłonięta przez tę jednostkę to praca użyteczna silnika turbogazowego. Silniki turbogazowe mają najwyższą moc właściwą spośród silników spalinowych, do 6 kW/kg.

pierwotniaki silnik turbiny gazowej posiada tylko jedną turbinę, która napędza sprężarkę i jednocześnie jest źródłem użytecznej mocy. Nakłada to ograniczenie na tryby pracy silnika.

Czasami silnik jest wielowałowy. W tym przypadku jest kilka turbin połączonych szeregowo, z których każda napędza własny wał. Turbina wysokociśnieniowa (pierwsza za komorą spalania) zawsze napędza sprężarkę silnika, a kolejne mogą napędzać zarówno obciążenie zewnętrzne (śmigła helikoptera lub statku, potężne prądnice itp.) jak i dodatkowe sprężarki silnika umieszczone z przodu głównego.

Zaletą silnika wielowałowego jest to, że każda turbina pracuje z optymalną prędkością i obciążeniem. Przy obciążeniu napędzanym z wału silnika jednowałowego reakcja silnika na przepustnicę, czyli zdolność szybkiego rozpędzania się, byłaby bardzo słaba, ponieważ turbina musi dostarczać moc zarówno w celu zapewnienia silnikowi duża ilość powietrza (moc ograniczona ilością powietrza) oraz przyspieszenie obciążenia. Przy schemacie z dwoma wałami lekki wirnik wysokociśnieniowy szybko wchodzi w tryb, zapewniając silnikowi powietrze i turbinę niskie ciśnienie dużo gazu do przyspieszenia. Możliwe jest również użycie rozrusznika o mniejszej mocy do przyspieszania, gdy uruchamiany jest tylko wirnik wysokociśnieniowy.

Instalacja o cyklu kombinowanym

Elektrownia skojarzona – elektrociepłownia służąca do produkcji ciepła i energii elektrycznej. Różni się od elektrowni parowych i turbin gazowych zwiększoną wydajnością.

Zasada działania

Elektrownia gazowo-parowa składa się z dwóch oddzielnych jednostek: elektrowni parowej i turbiny gazowej. W instalacji turbiny gazowej turbina jest obracana przez gazowe produkty spalania paliwa. Paliwem może być zarówno gaz ziemny, jak i produkty przemysł naftowy(olej opałowy, olej napędowy). Na tym samym wale z turbiną znajduje się pierwszy generator, który dzięki obrotowi wirnika wytwarza prąd elektryczny. Przechodząc przez turbinę gazową produkty spalania oddają jej tylko część swojej energii i nadal mają wysoką temperaturę na wylocie turbiny gazowej. Produkty spalania z wylotu turbiny gazowej trafiają do elektrowni parowej do kotła odzysknicowego, gdzie podgrzewają wodę i powstałą parę. Temperatura produktów spalania jest wystarczająca do doprowadzenia pary do stanu wymaganego do pracy w turbinie parowej (temperatura spalin ok. 500 stopni Celsjusza pozwala na otrzymanie pary przegrzanej pod ciśnieniem ok. 100 atmosfer). Turbina parowa napędza drugi generator elektryczny.

Zalety

Instalacje o cyklu kombinowanym mają sprawność elektryczną około 51-58%, podczas gdy dla elektrowni parowych lub turbin gazowych pracujących oddzielnie, waha się ona w granicach 35-38%. To nie tylko zmniejsza zużycie paliwa, ale także zmniejsza emisje gazów cieplarnianych.

Ponieważ instalacja cyklu skojarzonego bardziej efektywnie pobiera ciepło z produktów spalania, możliwe jest spalanie paliwa w większej ilości wysokie temperatury w efekcie poziom emisji tlenków azotu do atmosfery jest niższy niż w przypadku innych rodzajów roślin.

Stosunkowo niski koszt produkcji.

Rozpościerający się

Pomimo tego, że zalety cyklu parowo-gazowego zostały po raz pierwszy udowodnione w latach pięćdziesiątych przez sowieckiego akademika Christianowicza, ten typ instalacji energetycznych nie był powszechnie stosowany w Rosji. W ZSRR zbudowano kilka eksperymentalnych CCGT. Przykładem są bloki energetyczne o mocy 170 MW w GRES Nevinnomysskaya oraz o mocy 250 MW w GRES Moldavskaya. W ostatnie lata W Rosji uruchomiono szereg potężnych bloków energetycznych pracujących w cyklu kombinowanym. Pomiędzy nimi:

2 bloki energetyczne o mocy 450 MW każdy w elektrociepłowni Severo-Zapadnaya w St. Petersburgu;

1 blok energetyczny o mocy 450 MW w Elektrociepłowni Kaliningrad-2;

1 blok gazowo-parowy o mocy 220 MW w EC Tiumeń-1;

2 CCGT o mocy 450 MW w EC-27 i 1 CCGT w EC-21 w Moskwie;

1 blok gazowo-parowy o mocy 325 MW w GRES Iwanowskaja;

2 bloki energetyczne o mocy 39 MW każdy w Sochinskaya TPP

Od września 2008 r. kilka CCGT znajduje się na różnych etapach projektowania lub budowy w Rosji.

W Europie i USA podobne instalacje działają w większości elektrociepłowni.

elektrownia kondensacyjna

Elektrownia kondensacyjna (CPP) to elektrownia cieplna, która wytwarza wyłącznie energię elektryczną. Historycznie otrzymała nazwę „GRES” – państwowa elektrownia regionalna. Z biegiem czasu termin „GRES” stracił swoje pierwotne znaczenie („powiat”) i nie nowoczesne rozumienie oznacza z reguły elektrownię kondensacyjną (CPP) o dużej mocy (tys. MW) pracującą w połączonym systemie energetycznym wraz z innymi dużymi elektrowniami. Należy jednak pamiętać, że nie wszystkie stacje, które mają w nazwie skrót „GRES” są kondensacyjne, część z nich funkcjonuje jako elektrociepłownie.

Historia

Pierwszy GRES „Electroperedachi”, dzisiejszy „GRES-3”, został zbudowany pod Moskwą w mieście Elektrogorsk w latach 1912-1914. z inicjatywy inżyniera R.E. Klassona. Głównym paliwem jest torf o mocy 15 MW. W latach dwudziestych plan GOELRO przewidywał budowę kilku elektrociepłowni, z których najbardziej znana jest Kashirskaya GRES.

Zasada działania

Woda podgrzana w kotle parowym do stanu pary przegrzanej (520-565 stopni Celsjusza) obraca turbinę parową napędzającą turbogenerator.

Nadmiar ciepła oddawany jest do atmosfery (pobliskich zbiorników wodnych) poprzez agregaty kondensacyjne, w przeciwieństwie do elektrociepłowni, które przekazują nadmiar ciepła na potrzeby pobliskich obiektów (np. ogrzewania domów).

Elektrownia kondensacyjna zwykle pracuje w cyklu Rankine'a.

Główne systemy

IES to kompleksowy kompleks energetyczny składający się z budynków, konstrukcji, urządzeń energetycznych i innych, rurociągów, armatury, oprzyrządowania i automatyki. Główne systemy IES to:

kotłownia;

instalacja turbin parowych;

oszczędność paliwa;

system usuwania popiołu i żużla, oczyszczanie spalin;

część elektryczna;

zaopatrzenie w wodę techniczną (w celu usunięcia nadmiaru ciepła);

uzdatnianie chemiczne i system uzdatniania wody.

W trakcie projektowania i budowy IES jego systemy zlokalizowane są w budynkach i konstrukcjach kompleksu, przede wszystkim w budynku głównym. Podczas pracy IES personel zarządzający systemami jest z reguły połączony w warsztaty (kotłownia-turbina, elektryka, zaopatrzenie w paliwo, chemiczne uzdatnianie wody, automatyka cieplna itp.).

Kotłownia zlokalizowana jest w kotłowni budynku głównego. W południowych regionach Rosji kotłownia może być otwarta, to znaczy bez ścian i dachu. Instalacja składa się z kotłów parowych (wytwornic pary) oraz rurociągów parowych. Para z kotłów jest przekazywana do turbin rurociągami pary świeżej. Rury parowe różnych kotłów zwykle nie są usieciowane. Taki schemat nazywa się „blokem”.

Elektrownia parowa zlokalizowana jest w maszynowni oraz w sekcji odgazowywacza (bunkier-odgazowywacz) budynku głównego. Obejmuje:

turbiny parowe z generator elektryczny na jednym wale;

skraplacz, w którym para, która przeszła przez turbinę, jest kondensowana do postaci wody (kondensatu);

pompy kondensatu i zasilające, które zwracają kondensat (wodę zasilającą) do kotłów parowych;

nagrzewnice rekuperacyjne nisko i wysokociśnieniowe (LPH i HPH) - wymienniki ciepła, w których woda zasilająca jest podgrzewana poprzez wyciąg pary z turbiny;

odgazowywacz (służący również jako HDPE), w którym woda jest oczyszczana z zanieczyszczeń gazowych;

rurociągi i systemy pomocnicze.

Oszczędność paliwa ma różny skład w zależności od głównego paliwa, dla którego zaprojektowano IES. W przypadku IES opalanych węglem ekonomia paliwowa obejmuje:

urządzenie do rozmrażania (tzw. „teplyak” lub „szopa”) do rozmrażania węgla w otwartych wagonach gondoli;

urządzenie rozładowcze (najczęściej wywrotka wagonowa);

magazyn węgla obsługiwany za pomocą dźwigu chwytakowego lub specjalnej maszyny przeładunkowej;

zakład kruszenia do wstępnego mielenia węgla;

przenośniki do przemieszczania węgla;

systemy aspiracji, systemy blokujące i inne systemy pomocnicze;

system proszkowania, w tym młyny kulowe, walcowe lub młotkowe.

Instalacja proszkowa oraz bunkier węglowy znajdują się w przedziale bunkrowo-odgazowującym budynku głównego, reszta urządzeń zasilających paliwo znajduje się na zewnątrz budynku głównego. Od czasu do czasu urządza się centralną instalację pyłową. Magazyn węgla liczony jest na 7-30 dni ciągła praca MSE. Część urządzeń doprowadzających paliwo jest zarezerwowana.

Oszczędność paliwa IES zasilanego gazem ziemnym jest najprostsza: obejmuje punkt dystrybucji gazu i gazociągi. Jednak w takich elektrowniach olej opałowy jest wykorzystywany jako źródło zapasowe lub sezonowe, więc zapewnia się również ekonomię oleju opałowego. W elektrowniach węglowych powstają też instalacje naftowe, w których do rozpalania kotłów wykorzystuje się olej opałowy. Przemysł naftowy obejmuje:

urządzenie odbiorcze i opróżniające;

magazynowanie oleju opałowego ze zbiornikami stalowymi lub żelbetowymi;

olej opałowy przepompownia z grzałkami i filtrami oleju opałowego;

rurociągi z zaworami odcinającymi i sterującymi;

systemy przeciwpożarowe i inne systemy pomocnicze.

System odpopielania i żużla jest zainstalowany tylko w elektrowniach węglowych. Zarówno popiół, jak i żużel są niepalnymi pozostałościami węglowymi, ale żużel powstaje bezpośrednio w piecu kotłowym i jest usuwany przez otwór spustowy (otwór w kopalni żużla), a popiół jest odprowadzany spalinami i już wychwytywany na wylocie kotła. Cząsteczki popiołu są znacznie mniejsze (około 0,1 mm) niż kawałki żużla (do 60 mm). Systemy odpopielania mogą być hydrauliczne, pneumatyczne lub mechaniczne. Najpopularniejszy system recyrkulacyjnego hydraulicznego usuwania popiołu i żużla składa się z urządzeń płuczących, kanałów, pomp bagerowych, rurociągów szlamowych, składowisk popiołu i żużla, pompowni i przewodów wody oczyszczonej.

Emisja spalin do atmosfery jest najgroźniejszym oddziaływaniem elektrociepłowni na środowisko. W celu wychwytywania popiołu ze spalin za dmuchawami instalowane są różnego rodzaju filtry (cyklony, skrubery, elektrofiltry, filtry workowe), które wychwytują 90-99% cząstek stałych. Nie nadają się jednak do oczyszczania dymu ze szkodliwych gazów. za granicą i w kraju Ostatnio oraz w elektrowniach przydomowych (w tym gazowo-olejowych) instalować instalacje odsiarczania gazów wapnem lub wapieniem (tzw. deSOx) oraz katalitycznej redukcji tlenków azotu amoniakiem (deNOx). Oczyszczone spaliny wyrzucane są przez oddymiacz do komina, którego wysokość określa się na podstawie warunków rozpraszania pozostałych szkodliwych zanieczyszczeń w atmosferze.

Część elektryczna SWI przeznaczona jest do wytwarzania energii elektrycznej i jej dystrybucji do odbiorców. W generatorach IES wytwarzany jest prąd trójfazowy o napięciu zwykle 6-24 kV. Ponieważ wraz ze wzrostem napięcia straty energii w sieciach są znacznie zmniejszone, bezpośrednio po generatorach instalowane są transformatory zwiększające napięcie do 35, 110, 220, 500 lub więcej kV. Transformatory są instalowane na zewnątrz. Część energii elektrycznej zużywana jest na potrzeby własne elektrowni. Podłączanie i odłączanie linii elektroenergetycznych wychodzących do podstacji i odbiorców odbywa się na otwartych lub zamkniętych rozdzielnicach (OSG, ZRU) wyposażonych w wyłączniki zdolne do łączenia i przerywania obwodu elektrycznego wysokiego napięcia bez tworzenia łuku elektrycznego.

System zaopatrzenia w wodę użytkową dostarcza dużą ilość zimnej wody do chłodzenia skraplaczy turbin. Systemy dzielą się na przepływ bezpośredni, odwrócony i mieszany. W systemach z jednorazowym przepływem woda jest pobierana przez pompy z naturalnego źródła (najczęściej z rzeki) i po przejściu przez skraplacz jest odprowadzana z powrotem. Jednocześnie woda nagrzewa się o ok. 8-12°C, co w niektórych przypadkach zmienia stan biologiczny zbiorników. W systemach obiegowych woda krąży pod wpływem pomp obiegowych i jest chłodzona powietrzem. Chłodzenie może odbywać się na powierzchni zbiorników chłodzących lub w sztucznych konstrukcjach: basenach natryskowych lub chłodniach kominowych.

Na obszarach niskowodnych zamiast technicznego wodociągu stosuje się systemy kondensacji powietrza (suche chłodnie kominowe), które są chłodnicą powietrza z naturalnym lub sztucznym ciągiem. Taka decyzja jest zwykle wymuszona, ponieważ są one droższe i mniej wydajne pod względem chłodzenia.

System chemicznego uzdatniania wody zapewnia chemiczne oczyszczanie i głębokie odsalanie wody wpływającej do kotłów parowych i turbin parowych w celu uniknięcia osadów na wewnętrznych powierzchniach urządzeń. Zazwyczaj filtry, zbiorniki i instalacje odczynników do uzdatniania wody znajdują się w budynku pomocniczym IES. Ponadto elektrociepłownie tworzą wielostopniowe systemy oczyszczania ścieków zanieczyszczonych produktami ropopochodnymi, olejami, wodą do mycia i mycia urządzeń, spływami burzowymi i roztopowymi.

Wpływ środowiska

Wpływ na atmosferę. Podczas spalania paliwa zużywana jest duża ilość tlenu i uwalniana jest znaczna ilość produktów spalania, takich jak popiół lotny, gazowe tlenki siarki i azotu, z których niektóre mają wysoką aktywność chemiczną.

Wpływ na hydrosferę. Przede wszystkim odprowadzanie wody ze skraplaczy turbin, a także ścieków przemysłowych.

Wpływ na litosferę. Do zakopania dużych mas popiołu potrzeba dużo miejsca. Zanieczyszczenia te są redukowane przez stosowanie popiołu i żużla jako materiały budowlane.

Stan obecny

Obecnie w Rosji eksploatowane są typowe GRES o mocy 1000-1200, 2400, 3600 MW oraz kilka unikalnych jednostek o mocy 150, 200, 300, 500, 800 i 1200 MW. Wśród nich są następujące GRES (które są częścią WGC):

Verkhnetagilskaya GRES - 1500 MW;

Iriklinskaja GRES - 2430 MW;

GRES Kashirskaja - 1910 MW;

GRES Niżniewartowskaja - 1600 MW;

Permskaja GRES - 2400 MW;

Urengojskaja GRES - 24 MW.

Pskowskaja GRES - 645 MW;

Sierowskaja GRES - 600 MW;

Stawropolskaja GRES - 2400 MW;

Surgutskaja GRES-1 - 3280 MW;

Troicka GRES - 2060 MW.

Gusinoozyorskaya GRES - 1100 MW;

Kostromskaja GRES - 3600 MW;

Peczorskaja GRES - 1060 MW;

Charanorskaja GRES - 430 MW;

Cherepetskaya GRES - 1285 MW;

GRES Jużnouralskaja - 882 MW.

Berezowskaja GRES - 1500 MW;

Smoleńskaja GRES - 630 MW;

Surgutskaja GRES-2 - 4800 MW;

Szaturskaja GRES - 1100 MW;

Yaivinskaya GRES - 600 MW.

Konakowskaja GRES - 2400 MW;

Nevinnomysskaya GRES - 1270 MW;

Reftinskaja GRES - 3800 MW;

Sredneuralskaja GRES - 1180 MW.

Kirishskaya GRES - 2100 MW;

Krasnojarsk GRES-2 - 1250 MW;

Nowoczerkaskaja GRES - 2400 MW;

Ryazanskaya GRES (bloki nr 1-6 – 2650 MW i blok nr 7 (dawny GRES-24, który stał się częścią Ryazanskaya GRES – 310 MW) – 2960 MW);

Cherepovetskaya GRES - 630 MW.

Wierchnetagilskaja GRES

Verkhnetagilskaya GRES to elektrownia cieplna w Verkhny Tagil (obwód swierdłowski), działająca w ramach OGK-1. Działa od 29 maja 1956 r.

Stacja składa się z 11 bloków energetycznych o mocy elektrycznej 1497 MW oraz bloku ciepłowniczego 500 Gcal/h. Paliwo stacyjne: gaz ziemny (77%), węgiel (23%). Liczba personelu wynosi 1119 osób.

Budowę stacji o mocy projektowej 1600 MW rozpoczęto w 1951 roku. Celem budowy było zaopatrzenie w energię cieplną i elektryczną Zakładu Elektrochemicznego Nowouralsk. W 1964 roku elektrownia osiągnęła moc projektową.

W celu usprawnienia zaopatrzenia w ciepło miast Verkhny Tagil i Novouralsk zmodernizowano stację:

Cztery turbozespoły kondensacyjne K-100-90(VK-100-5) LMZ zostały wymienione na turbiny kogeneracyjne T-88/100-90/2,5.

TG-2,3,4 są wyposażone w grzejniki sieciowe typu PSG-2300-8-11 do ogrzewania wody sieciowej w schemacie ciepłowniczym Nowouralska.

TG-1.4 jest wyposażony w grzejniki sieciowe do dostarczania ciepła do Verkhny Tagil i terenu przemysłowego.

Wszystkie prace zostały wykonane według projektu KhF TsKB.

W nocy z 3-4 stycznia 2008 r. na Surgutskaya GRES-2 doszło do wypadku: częściowe zawalenie się dachu nad szóstym blokiem energetycznym o mocy 800 MW doprowadziło do wyłączenia dwóch bloków energetycznych. Sytuację komplikował fakt, że kolejny blok energetyczny (nr 5) był w trakcie remontu: w efekcie zatrzymano bloki nr 4, 5, 6. Wypadek ten został zlokalizowany do 8 stycznia. Przez cały ten czas GRES pracował w szczególnie intensywnym trybie.

W okresie odpowiednio do 2010 i 2013 roku planowana jest budowa dwóch nowych bloków energetycznych (paliwo - gaz ziemny).

W GRES istnieje problem emisji do środowiska. OGK-1 podpisało umowę z Centrum Inżynierii Energetycznej Uralu na 3,068 mln rubli, która przewiduje opracowanie projektu przebudowy kotła w Verkhnetagilskaya GRES, która doprowadzi do zmniejszenia emisji do zgodności z normami MPE .

Kashirskaja GRES

Kashirskaya GRES im. G. M. Krzhizhanovsky'ego w mieście Kashira w obwodzie moskiewskim, nad brzegiem rzeki Oka.

Dworzec historyczny, wybudowany pod osobistym nadzorem V. I. Lenina według planu GOELRO. W momencie uruchomienia elektrownia o mocy 12 MW była drugą co do wielkości elektrownią w Europie.

Stacja została wybudowana według planu GOELRO, budowa prowadzona była pod osobistym nadzorem V.I. Lenina. Został zbudowany w latach 1919-1922, do budowy na terenie wsi Ternovo wzniesiono osiedle robocze Nowokaszyrsk. Uruchomiona 4 czerwca 1922 r. stała się jedną z pierwszych radzieckich regionalnych elektrowni cieplnych.

Pskowskaja GRES

Pskovskaya GRES to elektrownia okręgu państwowego, położona 4,5 km od osiedla miejskiego Dedovichi, centrum powiatowego obwodu pskowskiego, na lewym brzegu rzeki Szelon. Od 2006 roku jest filią OAO OGK-2.

Linie wysokiego napięcia łączą GRES Pskowski z Białorusią, Łotwą i Litwą. Spółka dominująca uważa to za zaletę: istnieje kanał eksportu energii, który jest aktywnie wykorzystywany.

Moc zainstalowana GRES to 430 MW, w skład którego wchodzą dwa wysoce zwrotne bloki energetyczne o mocy 215 MW każdy. Te bloki energetyczne zostały zbudowane i uruchomione w 1993 i 1996 roku. Wstępny projekt pierwszego etapu obejmował budowę trzech bloków energetycznych.

Głównym rodzajem paliwa jest gaz ziemny, wchodzi do stacji odgałęzieniem głównego gazociągu eksportowego. Jednostki napędowe zostały pierwotnie zaprojektowane do pracy na mielonym torfie; zostały zrekonstruowane zgodnie z projektem VTI do spalania gazu ziemnego.

Zużycie energii elektrycznej na własne potrzeby wynosi 6,1%.

Stawropolskaja GRES

Stavropolskaya GRES to elektrownia cieplna w Rosji. Znajduje się w mieście Solnechnodolsk, terytorium Stawropola.

Załadunek elektrowni pozwala na eksportowe dostawy energii elektrycznej za granicę: do Gruzji i Azerbejdżanu. Jednocześnie zagwarantowane jest utrzymanie przepływów w szkieletowej sieci elektrycznej Zjednoczonego Systemu Energetycznego Południa na akceptowalnym poziomie.

Część Hurtowego Przedsiębiorstwa Wytwórczego nr 2 (JSC OGK-2).

Zużycie energii elektrycznej na potrzeby własne stacji wynosi 3,47%.

Głównym paliwem stacji jest gaz ziemny, ale stacja może wykorzystywać olej opałowy jako paliwo rezerwowe i awaryjne. Bilans paliw na rok 2008: gaz - 97%, olej opałowy - 3%.

Smoleńska GRES

Smolenskaya GRES to elektrownia cieplna w Rosji. Od 2006 roku wchodzi w skład Hurtowego Przedsiębiorstwa Wytwórczego nr 4 (JSC OGK-4).

12 stycznia 1978 r. oddano do użytku pierwszy blok państwowej elektrowni obwodowej, której projektowanie rozpoczęto w 1965 r., a budowę w 1970 r. Stacja znajduje się we wsi Ozerny, obwód duchowski, obwód smoleński. Początkowo jako paliwo miała wykorzystywać torf, ale ze względu na zaległości w budowie zakładów wydobycia torfu stosowano inne rodzaje paliwa (węgiel pod Moskwą, węgiel Inta, łupek, węgiel Chakas). W sumie wymieniono 14 rodzajów paliwa. Od 1985 roku ostatecznie ustalono, że energia będzie pozyskiwana z gazu ziemnego i węgla.

8.16. Smoleńska GRES

Źródła

Ryzhkin V. Ya Elektrownie cieplne. Wyd. V. Ya Girshfeld. Podręcznik dla szkół średnich. Wydanie trzecie, poprawione. i dodatkowe - M.: Energoatomizdat, 1987. - 328 s.

Elektrownie cieplne wytwarzają energię elektryczną poprzez przetwarzanie energii cieplnej uwalnianej podczas spalania paliwa. Głównymi rodzajami paliwa dla elektrociepłowni są surowce naturalne - gaz, olej opałowy, rzadziej węgiel i torf.
Rodzaj elektrociepłowni (TPP) to elektrociepłownia (CHP) – elektrociepłownia produkująca nie tylko energię elektryczną, ale również ciepło, które w postaci gorącej wody poprzez sieci ciepłownicze trafia do naszych akumulatorów.Na ryc. droga energii z elektrowni do mieszkania.

W maszynowni elektrociepłowni zainstalowany jest kocioł z wodą. Podczas spalania paliwa woda w kotle nagrzewa się do kilkuset stopni i zamienia w parę. Para pod ciśnieniem obraca łopatki turbiny, turbina z kolei obraca generator. Generator wytwarza energię elektryczną. Prąd elektryczny dostaje się do sieci elektrycznych i przez nie dociera do miast i wsi, do fabryk, szkół, domów, szpitali. Przesył energii elektrycznej z elektrowni liniami energetycznymi odbywa się przy napięciach 110-500 kilowoltów, czyli znacznie wyższych niż napięcie generatorów. Do przesyłania energii elektrycznej na duże odległości niezbędny jest wzrost napięcia. Następnie konieczne jest odwrócenie spadku napięcia do poziomu dogodnego dla konsumenta. Konwersja napięcia zachodzi w podstacjach elektrycznych za pomocą transformatorów. Poprzez liczne kable ułożone pod ziemią i druty rozciągnięte wysoko nad ziemią, prąd płynie do domów ludzi. A ciepło w postaci ciepłej wody pochodzi z elektrociepłowni poprzez sieć ciepłowniczą, również umieszczoną pod ziemią.

Oznaczenia na rysunku:
wieża chłodnicza- urządzenie do chłodzenia wody w elektrowni z powietrzem atmosferycznym.
Boiler parowy- zamknięty blok do wytwarzania pary w elektrowni poprzez podgrzewanie wody. Ogrzewanie wody odbywa się poprzez spalanie paliwa (w elektrowniach cieplnych Saratów - gaz).
linie energetyczne- linia napięcia. Przeznaczony do przesyłu energii elektrycznej. Istnieją linie elektroenergetyczne napowietrzne (przewody rozciągnięte nad ziemią) i podziemne (kable elektroenergetyczne).

Pierwsza pojawiła się pod koniec XIX wieku w Nowym Jorku (1882), aw 1883 zbudowano pierwszą elektrownię cieplną w Rosji (St. Petersburg). Od momentu pojawienia się, to właśnie TPP stały się najbardziej rozpowszechnione, biorąc pod uwagę stale rosnące zapotrzebowanie na energię w nadchodzącej erze technogenicznej. Do połowy lat 70. ubiegłego stulecia dominującą metodą wytwarzania energii elektrycznej była eksploatacja elektrociepłowni. Na przykład w USA i ZSRR udział elektrowni cieplnych wśród całej otrzymanej energii elektrycznej wyniósł 80%, a na całym świecie około 73-75%.

Powyższa definicja, choć pojemna, nie zawsze jest jasna. Spróbujmy wyjaśnić własnymi słowami ogólna zasada eksploatacja elektrowni cieplnych dowolnego typu.

Produkcja energii elektrycznej w elektrociepłowniach występują z udziałem wielu kolejnych etapów, ale ogólna zasada jego działania jest bardzo prosta. Najpierw paliwo spalane jest w specjalnej komorze spalania (kocioł parowy), podczas gdy uwalniana jest duża ilość ciepła, co zamienia wodę krążącą w specjalnych układach rurowych znajdujących się wewnątrz kotła w parę. Stale rosnące ciśnienie pary powoduje obrót wirnika turbiny, który przekazuje energię obrotową na wał generatora, w wyniku czego powstaje prąd elektryczny.

System parowo-wodny jest zamknięty. Para po przejściu przez turbinę kondensuje i zamienia się z powrotem w wodę, która dodatkowo przechodzi przez układ grzałek i ponownie trafia do kotła parowego.

Istnieje kilka rodzajów elektrociepłowni. Obecnie wśród elektrociepłowni przede wszystkim elektrownie cieplne z turbinami parowymi (TPES). W tego typu elektrowniach energia cieplna spalonego paliwa wykorzystywana jest w wytwornicy pary, w której uzyskuje się bardzo wysokie ciśnienie pary wodnej napędzającej wirnik turbiny i odpowiednio generator. Jako paliwo w takich elektrociepłowniach wykorzystuje się olej opałowy lub olej napędowy, a także gaz ziemny, węgiel, torf, łupki, czyli wszystkie rodzaje paliwa. Sprawność TPES wynosi około 40%, a ich moc może sięgać 3-6 GW.

GRES (państwowa elektrownia okręgowa)- dość znana i znajoma nazwa. To nic innego jak elektrownia cieplna z turbiną parową, wyposażona w specjalne turbiny kondensacyjne, które nie wykorzystują energii spalin i nie zamieniają jej w ciepło np. do ogrzewania budynków. Takie elektrownie nazywane są również elektrowniami kondensacyjnymi.

W tym samym przypadku, jeśli TPES wyposażone są w specjalne turbiny ciepłownicze, które zamieniają energię wtórną pary odlotowej na energię cieplną wykorzystywaną na potrzeby użyteczności publicznej lub usług przemysłowych, to są to elektrociepłownie lub elektrociepłownie. Na przykład w ZSRR na GRES przypadało około 65% energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownie z turbinami parowymi, a zatem 35% - udział elektrociepłowni.

Istnieją również inne rodzaje elektrociepłowni. W elektrowniach z turbiną gazową lub GTPP generator jest obracany przez turbinę gazową. Jako paliwo do takich elektrociepłowni stosuje się gaz ziemny lub paliwo płynne (olej napędowy, olej opałowy). Jednak sprawność takich elektrowni nie jest bardzo wysoka, około 27-29%, dlatego są one wykorzystywane głównie jako zapasowe źródła energii elektrycznej w celu pokrycia obciążenia szczytowego na sieć elektryczna lub dostarczać energię elektryczną do małych osiedli.

Elektrownie cieplne z turbiną gazową o cyklu kombinowanym (PGPP). To są elektrownie łączony typ. Wyposażone są w mechanizmy turbiny parowej i turbiny gazowej, a ich sprawność sięga 41-44%. Elektrownie te umożliwiają również odzyskiwanie ciepła i przekształcanie go w energię cieplną wykorzystywaną do ogrzewania budynków.

Główną wadą wszystkich elektrociepłowni jest rodzaj stosowanego paliwa. Wszystkie rodzaje paliw, które są wykorzystywane w elektrociepłowniach to niezastąpione zasoby naturalne, które powoli, ale systematycznie się wyczerpują. Dlatego obecnie, wraz z wykorzystaniem elektrowni jądrowych, trwa opracowywanie mechanizmu wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych lub innych alternatywnych źródeł energii.