ТЭС (тепловая электростанция). Смотреть что такое "Теплоэлектростанция" в других словарях

Электроэнергия способствовала развитию прогресса, она служит ключевым фактором в функционировании любого направления народного хозяйства. Сегодня используется повсеместно, оно стало естественным и привычным явлением для каждого человека, однако, так было не всегда. Когда же появилась первая электростанция в России , то есть «фабрика, производящая электрическую энергию»?

Начало развития электроэнергетики

Бытует ложное мнение о появлении электрической энергии в стране лишь после прихода большевиков, подписанным декретом Ленина «Об электрификации». Но первые электростанции в России были построены задолго до возникновения СССР. Еще в 1879 году, во времена правления императора Александра II (дедушки Николая II) в Северной Столице была . Это была небольшая установка, ее предназначением было освещать Литейный мост, проект был реализован под руководством инженера П. Яблочкова. Спустя некоторое время, аналогичная электростанция строится в Москве, она обеспечивала освещение Лубянского пассажа. Спустя 5 лет такие станции располагались во многих крупных городах Российской империи, они функционировали на твердом топливе и были способны производить электроэнергию для освещения.

Гидроэлектростанции - развитие прогресса

Одновременно с стали проектировать установки, способные вырабатывать электроэнергию, используя для этого природные стихии. Где была построена первая электростанция в России , перерабатывающая энергию движения воды в электричество? Первая станция была построена также в , она располагалась на реке Охта и имела малую по современным меркам мощность, всего 350 лошадиных сил. Более мощная гидроэлектростанция была построена в 1903 году на реке Подкумке около Ессентуков. Ее мощности было достаточно для освящения близлежащих городов: Пятигорска, Железноводска, Кисловодска.

Строительство электростанции в России - основное назначение

Начало XX века принесли в мир серьезные изменения, индустриализация, машиностроение требовали большое количество потребляемой электроэнергии. Строительство электростанций стало важной составляющей развития технического прогресса, в том числе в следующих отраслях:

• Машиностроение;
• Черная и цветная металлургия;
• IT-технологии;
• Транспортная инфраструктура.

В общем, без электричества и станций, которые его вырабатывают, наш мир не был бы таким, каким мы его привыкли видеть.

Строительство АЭС в РФ

Мощность первого реактора была незначительной, всего 5МВт, для сравнения самая мощная из современных электростанций Касивадзаки-Карива производит 8122МВТ.

На территории России осуществляется полноценный цикл, от добычи и переработки урана, до постройки, последующей эксплуатации АЭС и утилизации отходов производства.

Дальнейшие перспективы развития отрасли

Потребность в электроэнергии с каждым годом растет, соответственно с увеличением потребления должно пропорционально возрастать объемы производства электричества. Для этих целей строятся новые и модернизируются уже существующие электростанции.

Кроме уже существующих станций начинают появляться новые экологически безопасные проекты, обеспечивающие население необходимой энергией.

Большой потенциал у и станций, а также использование энергии приливов и отливов. Каждый год в мире появляются новые изобретения, обеспечивающие новые источники электричества, что соответственно, способствует дальнейшему развитию прогресса.

Роль России в мировом развитии и строительстве электростанций

Страна стояла у истоков развития данной отрасли, часто на несколько лет опережая ближайших конкурентов в данном направлении, а именно США. Так первая зарубежная АЭС появилась лишь 1958 году, то есть спустя 4 года после успешной реализации проекта советскими учеными и инженерами. Сегодня Россия является одним из основных производителей электроэнергии в мире, а также успешно реализовывает проекты по строительству атомных ректоров во многих странах мира. Целесообразность постройки такой станции актуальна лишь в случае наличия большого промышленного потенциала, реализация проекта требует значительных затрат, окупаемость составляет порой несколько десятилетий, при учете бесперебойной эксплуатации. Тепловые станции требуют постоянные источники топлива, а гидроэлектростанции наличие крупной водной артерии.

Определение ТЭС, типы и характеристики ТЭС. классификация ТЭС

Определение ТЭС, типы и характеристики ТЭС. классификация ТЭС, устройство ТЭС

Определение

Градирня

Характеристики

Классификация

Теплоелектроцентраль

Устройство мини-ТЭЦ

Назначение мини-ТЭЦ

Использование тепла мини-ТЭЦ

Топливо для мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ и экология

Газотурбинный двигатель

Парогазовая установка

Принцип действия

Преимущества

Распространение

Конденсационная электростанция

История

Принцип работы

Основные системы

Влияние на окружающую среду

Современное состояние

Верхнетагильская ГРЭС

Каширская ГРЭС

Псковская ГРЭС

Ставропольская ГРЭС

Смоленская ГРЭС

Теплова́яэлектроста́нция это (или теплова́я электри́ческая ста́нция) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию за счет преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения вала электрогенератора.

Основными узлами теплоэлектростанции являются:

Двигатели - силовые агрегаты теплоэлектростанции

Электрогенераторы

Теплообменники теплоэлектростанции

Градирни.

Градирня

Гради́рня (нем. gradieren - сгущать соляной раствор; первоначально градирни служили для добычи соли выпариванием) - устройство для охлаждения большого количества воды направленным потоком атмосферного воздуха. Иногда градирни называют также охладительными башнями.

В настоящее время градирни в основном применяются в системах оборотного водоснабжения для охлаждения теплообменных аппаратов (как правило, на тепловых электростанциях, ТЭЦ). В гражданском строительстве градирни используются при кондиционировании воздуха, например, для охлаждения конденсаторов холодильных установок, охлаждения аварийных электрогенераторов. В промышленности градирни используются для охлаждения холодильных машин, машин-формовщиков пластических масс, при химической очистке веществ.

Процесс охлаждения происходит за счёт испарения части воды при стекании её тонкой плёнкой или каплями по специальному оросителю, вдоль которого в противоположном движению воды направлении подаётся поток воздуха. При испарении 1 % воды, температура оставшейся понижается на 5,48 °C.

Как правило, градирни используют там, где нет возможности использовать для охлаждения большие водоёмы (озёра, моря). Кроме того, данный способ охлаждения экологически более чистый.

Простой и дешёвой альтернативой градирням являются брызгальные бассейны, где вода охлаждается простым разбрызгиванием.

Характеристики

Основной параметр градирни - величина плотности орошения - удельная величина расхода воды на 1 м² площади орошения.

Основные конструктивные параметры градирен определяются технико-экономическим расчётом в зависимости от объёма и температуры охлаждаемой воды и параметров атмосферы (температуры, влажности и т. д.) в месте установки.

Использование градирен в зимнее время, особенно в суровых климатических условиях, может быть опасно из-за вероятности обмерзания градирни. Происходит это чаще всего в том месте, где происходит соприкосновение морозного воздуха с небольшим количеством теплой воды. Для предотвращения обмерзания градирни и, соответственно, выхода её из строя следует обеспечивать равномерное распределение охлаждаемой воды по поверхности оросителя и следить за одинаковой плотностью орошения на отдельных участках градирни. Нагнетательные вентиляторы тоже часто подвергаются обледенению из-за неправильного использования градирни.

Классификация

В зависимости от типа оросителя, градирни бывают:

плёночные;

капельные;

брызгальные;

По способу подачи воздуха:

вентиляторные (тяга создаётся вентилятором);

башенные (тяга создаётся при помощи высокой вытяжной башни);

открытые (атмосферные), использующие силу ветра и естественную конвекцию при движении воздуха через ороситель.

Вентиляторные градирни наиболее эффективны с технической точки зрения, так как обеспечивают более глубокое и качественное охлаждение воды, выдерживают большие удельные тепловые нагрузки (однако требуют затрат электрической энергии для привода вентиляторов).

Типы

Котлотурбинные электростанции

Конденсационные электростанции (ГРЭС)

Теплоэлектроцентрали (теплофикационные электростанции, ТЭЦ)

Газотурбинные электростанции

Электростанции на базе парогазовых установок

Электростанции на основе поршневых двигателей

С воспламенением от сжатия (дизель)

C воспламенением от искры

Комбинированного цикла

Теплоелектроцентраль

Теплоэлектроцентра́ль (ТЭЦ) - разновидность тепловой электростанции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов). Как правило, ТЭЦ должна работать по теплофикационному графику, то есть выработка электрической энергии зависит от выработки тепловой энергии.

При размещении ТЭЦ учитывается близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара.

Мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ - малая теплоэлектроцентраль.

Устройство мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ - это теплосиловые установки, служащие для совместного производства электрической и тепловой энергии в агрегатах единичной мощностью до 25 МВт, независимо от вида оборудования. В настоящее время нашли широкое применение в зарубежной и отечественной теплоэнергетике следующие установки: противодавленческие паровые турбины, конденсационные паровые турбины с отбором пара, газотурбинные установки с водяной или паровой утилизацией тепловой энергии, газопоршневые, газодизельные и дизельные агрегаты с утилизацией тепловой энергии различных систем этих агрегатов. Термин когенерационные установки используется в качестве синонима терминов мини-ТЭЦ и ТЭЦ, однако он является более широким по значению, так как предполагает соместное производство (co - совместное, generation - производство) различных продуктов, которыми могут быть, как электрическая и тепловая энергия, так и другие продукты, например, тепловая энергия и углекислый газ, электрическая энергия и холод и т. д. Фактически термин тригенерация, предполагающий производство электроэнергии, тепловой энергии и холода также является частным случаем когенерации. Отличительной особенностью мини-ТЭЦ является более экономичное использование топлива для произведенных видов энергии в сравнении с общепринятыми раздельными способами их производства. Это связано с тем, что электроэнергия в масштабах страны производится в основном в конденсационных циклах ТЭС и АЭС, имеющих электрический КПД на уровне 30-35 % при отсутствии теплового потребителя. Фактически такое положение дел определяется сложившимся соотношением электрических и тепловых нагрузок населенных пунктов, их различным характером изменения в течение года, а также невозможностью передавать тепловую энергию на большие расстояния в отличие от электрической энергии.

Модуль мини-ТЭЦ включает газопоршневой, газотурбинный или дизельный двигатель, генератор электроэнергии, теплообменник для утилизации тепла от воды при охлаждении двигателя, масла и выхлопных газов. К мини-ТЭЦ обычно добавляют водогрейный котел для компенсации тепловой нагрузки в пиковые моменты.

Назначение мини-ТЭЦ

Основное предназначение мини-ТЭЦ является выработка электрической и тепловой энергии из различных видов топлива.

Концепция строительства мини-ТЭЦ в непосредственной близости к потребителю имеет ряд преимуществ (в сравнении с большими ТЭЦ):

позволяет избежать затрат на строительство дорогостоящих и опасных высоковольтных линий электропередач (ЛЭП);

исключаются потери при передаче энергии;

отпадает необходимость финансовых затрат на выполнение технических условий на подключение к сетям

централизованного электроснабжения;

бесперебойное снабжение электроэнергией потребителя;

электроснабжение качественной электроэнергией, соблюдение заданных значений напряжения и частоты;

возможно, получение прибыли.

В современном мире строительство мини-ТЭЦ набирает обороты, преимущества очевидны.

Использование тепла мини-ТЭЦ

Значимую часть энергии сгорания топлива при выработке электроэнергии составляет тепловая энергия.

Существует варианты использования тепла:

непосредственное использование тепловой энергии конечными потребителями (когенерация);

горячее водоснабжение (ГВС), отопление, технологические нужды (пар);

частичное преобразование тепловой энергии в энергию холода (тригенерация);

холод вырабатывается абсорбционной холодильной машиной, потребляющей не электрическую, а тепловую энергию, что дает возможность достаточно эффективно использовать тепло летом для кондиционирования помещений или для технологических нужд;

Топливо для мини-ТЭЦ

Виды используемого топлива

газ: природный газ магистральный, природный газ сжиженный и другие горючие газы;

жидкое топливо: нефть, мазут, дизельное топливо, биодизель и другие горючие жидкости;

твердое топливо: уголь, древесина, торф и прочие разновидности биотоплива.

Наиболее эффективным и недорогим топливом в России является магистральный природный газ, а так же попутный газ.

Мини-ТЭЦ и экология

Использование в практических целях отработавшего тепла двигателей электростанций, является отличительной особенностью мини-ТЭЦ и носит название когенерация (теплофикация).

Комбинированное производство энергии двух видов на мини - тэц способствуют гораздо более экологичному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии и тепловой энергии на котельных установках.

Замена котельных, нерационально использующих топливо и загрязняющих атмосферу городов и посёлков, мини-ТЭЦ способствует не только значительной экономии топлива, но и повышению чистоты воздушного бассейна, улучшению общего экологического состояния.

Источник энергии для газопоршневых и газотурбинных мини-ТЭЦ, как правило, природный газ. Природный или попутный газ органическое топливо, не загрязняющее атмосферу твёрдыми выбросами

Газотурбинный двигатель

Газотурбинный двигатель (ГТД, ТРД) - тепловой двигатель, в котором газ сжимается и нагревается, а затем энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу газовой турбины. В отличие от поршневого двигателя, в ГТД процессы происходят в потоке движущегося газа.

Сжатый атмосферный воздух из компрессора поступает в камеру сгорания, туда же подаётся топливо, которое, сгорая, образует большое количество продуктов сгорания под высоким давлением. Затем в газовой турбине энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счёт вращения струёй газа лопаток, часть которой расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. Остальная часть работы передаётся на приводимый агрегат. Работа, потребляемая этим агрегатом, является полезной работой ГТД. Газотурбинные двигатели имеют самую большую удельную мощность среди ДВС, до 6 кВт/кг.

Простейший газотурбинный двигатель имеет только одну турбину, которая приводит компрессор и одновременно является источником полезной мощности. Это накладывает ограничение на режимы работы двигателя.

Иногда двигатель выполняется многовальным. В этом случае имеется несколько последовательно стоящих турбин, каждая из которых приводит свой вал. Турбина высокого давления (первая после камеры сгорания) всегда приводит компрессор двигателя, а последующие могут приводить как внешнюю нагрузку (винты вертолёта или корабля, мощные электрогенераторы и т.д.), так и дополнительные компрессоры самого двигателя, расположенные перед основным.

Преимущество многовального двигателя в том, что каждая турбина работает при оптимальном числе оборотов и нагрузке. При нагрузке, приводимой от вала одновального двигателя, была бы очень плоха приемистость двигателя, то есть способность к быстрой раскрутке, так как турбине требуется поставлять мощность и для обеспечения двигателя большим количеством воздуха (мощность ограничивается количеством воздуха), и для разгона нагрузки. При двухвальной схеме легкий ротор высокого давления быстро выходит на режим, обеспечивая двигатель воздухом, а турбину низкого давления большим количеством газов для разгона. Также есть возможность использовать менее мощный стартер для разгона при пуске только ротора высокого давления.

Парогазовая установка

Парогазовая установка - электрогенерирующая станция, служащая для производства тепло- и электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Принцип действия

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Преимущества

Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51-58 %, в то время как у работающих отдельно паросиловых или газотурбинных установок он колеблется в районе 35-38 %. Благодаря этому не только снижается расход топлива, но и уменьшается выброс парниковых газов.

Поскольку парогазовая установка более эффективно извлекает тепло из продуктов сгорания, можно сжигать топливо при более высоких температурах, в результате уровень выбросов оксида азота в атмосферу ниже чем у установок других типов.

Относительно низкая стоимость производства.

Распространение

Несмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком Христиановичем, этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в России введены в эксплуатацию ряд мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:

2 энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге;

1 энергоблок мощностью 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2;

1 ПГУ мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1;

2 ПГУ мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и 1 ПГУ на ТЭЦ-21 в Москве;

1 ПГУ мощностью 325 МВт на Ивановской ГРЭС;

2 энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС

По состоянию на сентябрь 2008 г. в России в различных стадиях проектирования или строительства находятся несколько ПГУ.

В Европе и США подобные установки функционируют на большинстве тепловых электростанций.

Конденсационная электростанция

Конденсационная электростанция (КЭС) - тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию. Исторически получила наименование «ГРЭС» - государственная районная электростанция. С течением времени термин «ГРЭС» потерял свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает, как правило, конденсационную электростанцию (КЭС) большой мощности (тысячи МВт), работающую в объединённой энергосистеме наряду с другими крупными электростанциями. Однако следует учитывать, что не все станции, имеющие в своём названии аббревиатуру «ГРЭС», являются конденсационными, некоторые из них работают как теплоэлектроцентрали.

История

Первая ГРЭС «Электропередача», сегодняшняя «ГРЭС-3», сооружена под Москвой в г. Электрогорске в 1912-1914 гг. по инициативе инженера Р. Э. Классона. Основное топливо - торф, мощность - 15 МВт. В 1920-х планом ГОЭЛРО предусматривалось строительство нескольких тепловых электростанций, среди которых наиболее известна Каширская ГРЭС.

Принцип работы

Вода, нагреваемая в паровом котле до состояния перегретого пара (520-565 градусов Цельсия), вращает паровую турбину, приводящую в движение турбогенератор.

Избыточное тепло выбрасывается в атмосферу (близлежащие водоёмы) через конденсационные установки в отличие от теплофикационных электростанций, отдающих избыточное тепло на нужды близлежащих объектов (например, отопление домов).

Конденсационная электростанция как правило работает по циклу Ренкина.

Основные системы

КЭС является сложным энергетическим комплексом, состоящим из зданий, сооружений, энергетического и иного оборудования, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики. Основными системами КЭС являются:

котельная установка;

паротурбинная установка;

топливное хозяйство;

система золо- и шлакоудаления, очистки дымовых газов;

электрическая часть;

техническое водоснабжение (для отвода избыточного тепла);

система химической очистки и подготовки воды.

При проектировании и строительстве КЭС ее системы размещаются в зданиях и сооружениях комплекса, в первую очередь в главном корпусе. При эксплуатации КЭС персонал, управляющий системами, как правило, объединяется в цеха (котлотурбинный, электрический, топливоподачи, химводоподготовки, тепловой автоматики и т. п.).

Котельная установка располагается в котельном отделении главного корпуса. В южных районах России котельная установка может быть открытой, то есть не иметь стен и крыши. Установка состоит из паровых котлов (парогенераторов) и паропроводов. Пар от котлов передается турбинам по паропроводам «острого» пара. Паропроводы различных котлов, как правило, не соединяются поперечными связями. Такая схема называется «блочной».

Паротурбинная установка располагается в машинном зале и в деаэраторном (бункерно-деаэраторном) отделении главного корпуса. В нее входят:

паровые турбины с электрическим генератором на одном валу;

конденсатор, в котором пар, прошедший турбину, конденсируется с образованием воды (конденсата);

конденсатные и питательные насосы, обеспечивающие возврат конденсата (питательной воды) к паровым котлам;

рекуперативные подогреватели низкого и высокого давления (ПНД и ПВД) - теплообменники, в которых питательная вода подогревается отборами пара от турбины;

деаэратор (служащий также ПНД), в котором вода очищается от газообразных примесей;

трубопроводы и вспомогательные системы.

Топливное хозяйство имеет различный состав в зависимости от основного топлива, на которое рассчитана КЭС. Для угольных КЭС в топливное хозяйство входят:

размораживающее устройство (т. н. «тепляк», или «сарай») для оттаивания угля в открытых полувагонах;

разгрузочное устройство (как правило, вагоноопрокидыватель);

угольный склад, обслуживаемый краном-грейфером или специальной перегрузочной машиной;

дробильная установка для предварительного измельчения угля;

конвейеры для перемещения угля;

системы аспирации, блокировки и другие вспомогательные системы;

система пылеприготовления, включая шаровые, валковые, или молотковые углеразмольные мельницы.

Система пылеприготовления, а также бункера угля располагаются в бункерно-деаэраторном отделении главного корпуса, остальные устройства топливоподачи - вне главного корпуса. Изредка устраивается центральный пылезавод. Угольный склад рассчитывается на 7-30 дней непрерывной работы КЭС. Часть устройств топливоподачи резервируется.

Топливное хозяйство КЭС на природном газе наиболее просто: в него входит газораспределительный пункт и газопроводы. Однако на таких электростанциях в качестве резервного или сезонного источника используется мазут, поэтому устраивается и мазутное хозяйство. Мазутное хозяйство сооружается и на угольных электростанциях, где мазут применяется для растопки котлов. В мазутное хозяйство входят:

приемно-сливное устройство;

мазутохранилище со стальными или железобетонными резервуарами;

мазутная насосная станция с подогревателями и фильтрами мазута;

трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой;

противопожарная и другие вспомогательные системы.

Система золошлакоудаления устраивается только на угольных электростанциях. И зола, и шлак - негорючие остатки угля, но шлак образуется непосредственно в топке котла и удаляется через лётку (отверстие в шлаковой шахте), а зола уносится с дымовыми газами и улавливается уже на выходе из котла. Частицы золы имеют значительно меньшие размеры (порядка 0,1 мм), чем куски шлака (до 60 мм). Системы золошлакоудаления могут быть гидравлические, пневматические или механические. Наиболее распространённая система оборотного гидравлического золошлакоудаления состоит из смывных аппаратов, каналов, багерных насосов, пульпопроводов, золошлакоотвалов, насосных и водоводов осветлённой воды.

Выброс дымовых газов в атмосферу является наиболее опасным воздействием тепловой электростанции на окружающую природу. Для улавливания золы из дымовых газов после дутьевых вентиляторов устанавливают фильтры различных типов (циклоны, скрубберы, электрофильтры, рукавные тканевые фильтры), задерживающие 90-99 % твердых частиц. Однако для очистки дыма от вредных газов они непригодны. За рубежом, а в последнее время и на отечественных электростанциях (в том числе газо-мазутных), устанавливают системы десульфуризации газов известью или известняком (т. н. deSOx) и каталитического восстановления оксидов азота аммиаком (deNOx). Очищенный дымовой газ выбрасывается дымососом в дымовую трубу, высота которой определяется из условий рассеивания оставшихся вредных примесей в атмосфере.

Электрическая часть КЭС предназначена для производства электрической энергии и её распределения потребителям. В генераторах КЭС создается трехфазный электрический ток напряжением обычно 6-24 кВ. Так как с повышением напряжения потери энергии в сетях существенно уменьшаются, то сразу после генераторов устанавливаются трансформаторы, повышающие напряжение до 35, 110, 220, 500 и более кВ. Трансформаторы устанавливаются на открытом воздухе. Часть электрической энергии расходуется на собственные нужды электростанции. Подключение и отключение отходящих к подстанциям и потребителям линий электропередачи производится на открытых или закрытых распределительных устройствах (ОРУ, ЗРУ), оснащенных выключателями, способными соединять и разрывать электрическую цепь высокого напряжения без образования электрической дуги.

Система технического водоснабжения обеспечивает подачу большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин. Системы разделяются на прямоточные, оборотные и смешанные. В прямоточных системах вода забирается насосами из естественного источника (обычно из реки) и после прохождения конденсатора сбрасывается обратно. При этом вода нагревается примерно на 8-12 °C, что в ряде случаев изменяет биологическое состояние водоёмов. В оборотных системах вода циркулирует под воздействием циркуляционных насосов и охлаждается воздухом. Охлаждение может производиться на поверхности водохранилищ-охладителей или в искусственных сооружениях: брызгальных бассейнах или градирнях.

В маловодных районах вместо системы технического водоснабжения применяются воздушно-конденсационные системы (сухие градирни), представляющие собой воздушный радиатор с естественной или искусственной тягой. Это решение обычно вынужденное, так как они дороже и менее эффективны с точки зрения охлаждения.

Система химводоподготовки обеспечивает химическую очистку и глубокое обессоливание воды, поступающей в паровые котлы и паровые турбины, во избежание отложений на внутренних поверхностях оборудования. Обычно фильтры, ёмкости и реагентное хозяйство водоподготовки размещается во вспомогательном корпусе КЭС. Кроме того, на тепловых электростанциях создаются многоступенчатые системы очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, маслами, водами обмывки и промывки оборудования, ливневыми и талыми стоками.

Влияние на окружающую среду

Воздействие на атмосферу. При горении топлива потребляется большое количество кислорода, а также происходит выброс значительного количества продуктов сгорания таких как: летучая зола, газообразные окислы серы азота, часть которых имеет большую химическую активность.

Воздействие на гидросферу. Прежде всего сброс воды из конденсаторов турбин, а также промышленные стоки.

Воздействие на литосферу. Для захоронения больших масс золы требуется много места. Данные загрязнения снижаются использованием золы и шлаков в качестве строительных материалов.

Современное состояние

В настоящее время в России работают типовые ГРЭС мощностью 1000-1200, 2400, 3600 МВт и несколько уникальных, используются агрегаты по 150, 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт. Среди них следующие ГРЭС (входящие в состав ОГК):

Верхнетагильская ГРЭС - 1500 МВт;

Ириклинская ГРЭС - 2430 МВт;

Каширская ГРЭС - 1910 МВт;

Нижневартовская ГРЭС - 1600 МВт;

Пермская ГРЭС - 2400 МВт;

Уренгойская ГРЭС - 24 МВт.

Псковская ГРЭС - 645 МВт;

Серовская ГРЭС - 600 МВт;

Ставропольская ГРЭС - 2400 МВт;

Сургутская ГРЭС-1 - 3280 МВт;

Троицкая ГРЭС - 2060 МВт.

Гусиноозёрская ГРЭС - 1100 МВт;

Костромская ГРЭС - 3600 МВт;

Печорская ГРЭС - 1060 МВт;

Харанорская ГРЭС - 430 МВт;

Черепетская ГРЭС - 1285 МВт;

Южноуральская ГРЭС - 882 МВт.

Берёзовская ГРЭС - 1500 МВт;

Смоленская ГРЭС - 630 МВт;

Сургутская ГРЭС-2 - 4800 МВт;

Шатурская ГРЭС - 1100 МВт;

Яйвинская ГРЭС - 600 МВт.

Конаковская ГРЭС - 2400 МВт;

Невинномысская ГРЭС - 1270 МВт;

Рефтинская ГРЭС - 3800 МВт;

Среднеуральская ГРЭС - 1180 МВт.

Киришская ГРЭС - 2100 МВт;

Красноярская ГРЭС-2 - 1250 МВт;

Новочеркасская ГРЭС - 2400 МВт;

Рязанская ГРЭС (блоки № 1-6 - 2650 МВт и блок № 7 (вошедшая в состав Рязанской ГРЭС бывшая ГРЭС-24 - 310 МВт) - 2960 МВт;

Череповецкая ГРЭС - 630 МВт.

Верхнетагильская ГРЭС

Верхнетаги́льская ГРЭС - тепловая электростанция в Верхнем Тагиле (Свердловская область), работающая в составе «ОГК-1». В эксплуатации с 29 мая 1956 года.

Станция включает 11 энергоблоков электрической мощностью 1497 МВт и тепловой - 500 Гкал/ч. Топливо станции: природный газ (77 %), уголь (23 %). Численность персонала - 1119 человек.

Строительство станции проектной мощностью 1600 МВт началось в 1951 году. Целью строительства было обеспечение тепловой и электрической энергией Новоуральского электрохимического комбината. В 1964 году электростанция достигла проектной мощности.

С целью улучшения теплоснабжения городов Верхний Тагил и Новоуральск была произведена модернизация станции:

Четыре конденсационных турбоагрегата К-100-90(ВК-100-5)ЛМЗ были заменены на теплофикационные турбины Т-88/100-90/2,5.

На ТГ-2,3,4 установлены сетевые подогреватели типа ПСГ-2300-8-11 для нагрева сетевой воды в схеме теплоснабжения Новоуральска.

На ТГ-1,4 установлены сетевые подогреватели для теплоснабжения Верхнего Тагила и промплощадки.

Все работы выполнялись по проекту ХФ ЦКБ.

В ночь с 3 на 4 января 2008 года на Сургутской ГРЭС-2 произошла авария: частичное обрушение кровли над шестым энергоблоком мощностью 800 МВт привело к остановке двух энергоблоков. Ситуацию осложняло то, что ещё один энергоблок (№ 5) был на ремонте: В итоге были остановлены энергоблоки № 4, 5, 6. Эту аварию удалось локализовать к 8 января. Весь этот период времени ГРЭС работала в особенно напряжённом режиме.

В срок соответственно до 2010 года и 2013 года планируется строительство двух новых энергоблоков (топливо - природный газ).

На ГРЭС существует проблема выбросов в окружающую среду. «ОГК-1» подписала контракт с «Инженерным центром энергетики Урала» на 3,068 млн рублей, который предусматривает разработку проекта реконструкции котла Верхнетагильской ГРЭС, который приведёт к снижению выбросов для соблюдения нормативов ПДВ.

Каширская ГРЭС

Каши́рская ГРЭС имени Г. М. Кржижановского в городе Кашира Московской области, на берегу Оки.

Историческая станция, построена под личным контролем В. И. Ленина по плану ГОЭЛРО. На момент ввода в строй станция мощностью 12 МВт была второй по мощности электростанцией в Европе.

Станция была построена по плану ГОЭЛРО, строительство велось под личным контролем В. И. Ленина. Строилась в 1919-1922 годах, для строительства на месте села Терново возведён рабочий посёлок Новокаширск. Пущена 4 июня 1922 года, стала одной из первых советских районных ТЭС.

Псковская ГРЭС

Псковская ГРЭС - государственная районная электростанция, расположена в 4,5 километрах от поселка городского типа Дедовичи - районного центра Псковской области, на левом берегу реки Шелонь. С 2006 года является филиалом ОАО «ОГК-2».

Высоковольтные ЛЭП связывают Псковскую ГРЭС с Белоруссией, Латвией и Литвой. Материнская компания считает это преимуществом: существует канал экспорта энергоресурсов, который активно используется.

Установленная мощность ГРЭС 430 МВт, она включает в себя два высоко маневренных энергоблока по 215 МВт. Эти энергоблоки построены и введены в эксплуатацию в 1993 и 1996 годах. Первоначальный проект первой очереди включал в себя строительство трёх энергоблоков.

Основной вид топлива - природный газ, он поступает на станцию через ответвление магистрального экспортного газопровода. Энергоблоки были изначально созданы для работы на фрезерном торфе; они были реконструированы по проекту ВТИ для сжигания природного газа.

Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 6,1 %.

Ставропольская ГРЭС

Ставропольская ГРЭС - тепловая электростанция России. Находится в городе Солнечнодольск Ставропольского края.

Загрузка электростанции позволяет осуществлять экспортные поставки электроэнергии за рубеж: в Грузию и в Азербайджан. При этом гарантируется поддержание перетоков в системообразующей электрической сети Объединенной энергосистемы Юга на допустимых уровнях.

Входит в состав Оптовой генерирующей компании № 2 (ОАО «ОГК-2»).

Расход электроэнергии на собственные нужды станции составляет 3,47 %.

Основным топливом станции является природный газ, но в качестве резервного и аварийного топлива станцией может использоваться мазут. Топливный баланс по состоянию на 2008 год: газ - 97 %, мазут - 3 %.

Смоленская ГРЭС

Смоленская ГРЭС - тепловая электростанция России. Входит в состав Оптовой генерирующей компании № 4 (ОАО «ОГК-4») с 2006.

12 января 1978 был введён в эксплуатацию первый блок ГРЭС, проектирование которой началось в 1965, а строительство - в 1970. Станция расположена в посёлке Озёрный Духовщинского района Смоленской области. Первоначально предполагалось использовать в качестве топлива торф, но по причине отставания строительства торфодобывающих предприятий использовались другие виды топлива (подмосковный уголь, интинский уголь, сланец, хакасский уголь). Всего сменилось 14 видов топлива. С 1985 окончательно установлено, что энергию будут получать из природного газа и угля.

Источники

Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. Под ред. В. Я. Гиршфельда. Учебник для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

Самая первая центральная электростанция, the Pearl Street, была сдана в эксплуатацию 4 сентября 1882 года в Нью-Йорке. Станция была построена при поддержке Edison Illuminating Company, которую возглавлял Томас Эдисон. На ней были установлены несколько генераторов Эдисона общей мощностью свыше 500 кВт. Станция снабжала электроэнергией целый район Нью-Йорка площадью около 2,5 квадратных километров. Станция сгорела дотла в 1890году, сохранилась только одна динамо-машина, которая сейчас находится в музее the Greenfield Village, Мичиган.

30 сентября 1882 года заработала первая гидроэлектростанция the Vulcan Street в штате Висконсин. Автором проекта был Г.Д. Роджерс, глава компании the Appleton Paper & Pulp. На станции был установлен генератор с мощностью приблизительно 12.5 кВт. Электричества хватало на дом Роджерса и на две его бумажные фабрики.

Электростанция Gloucester Road. Брайтон был одним из первых городов в Великобритании с непрерывным электроснабжением. В 1882 году Роберт Хаммонд основал компанию Hammond Electric Light , а 27 февраля 1882 года он открыл электростанцию Gloucester Road. Станция состояла из динамо щетки, которая использовалась, чтобы привести в действие шестнадцать дуговых ламп. В 1885 году электростанция Gloucester была куплена компанией Brighton Electric Light. Позже на этой территории была построена новая станция, состоящая из трех динамо щеток с 40 лампами.

Электростанция Зимнего дворца

В 1886 году в одном из внутренних дворов Нового Эрмитажа, который с тех пор носит название Электродвор, была построена электростанция по проекту техника дворцового управления, Василия Леонтьевича Пашкова. Эта электростанция была крупнейшей во всей Европе на протяжении 15 лет.

Машинный зал электростанции в Зимнем дворце. 1901 г.

Изначально для освещения Зимнего дворца использовались свечи, а с 1861 года стали использоваться газовые светильники. Однако очевидные преимущества электроламп побудили специалистов искать возможности замены газового освещения в зданиях Зимнего дворца и прилегающих к нему зданиях Эрмитажа.

Инженер Василий Леонтьевич Пашков предложил в качестве эксперимента использовать электричество для освещения дворцовых зал во время рождественских и новогодних праздников 1885 года.

9 ноября 1885 года проект строительства «фабрики электричества» был одобрен императором Александром III. Проект предусматривал электрификацию Зимнего дворца, зданий Эрмитажа, дворовой и прилегающей территории в течение трех лет до 1888 года.
Работа была поручена Василию Пашкову. Чтобы исключить возможность вибрации здания от работы паровых машин, размещение электростанции предусмотрели в отдельном павильоне из стекла и металла. Он находился во втором дворе Эрмитажа, с тех пор называемом «Электрическим».

Здание станции занимало площадь 630 м², состояло из машинного отделения с 6 котлами, 4 паровыми машинами и 2 локомобилями и помещения с 36 электрическими динамо-машинами. Общая мощность достигала 445 л.с. Первыми осветили часть парадных помещений: Аванзал, Петровский, Большой фельдмаршальский, Гербовый, Георгиевский залы, и устроили наружную иллюминацию. Было предложено три режима освещения: полное (праздничное) включать пять раз в году (4888 ламп накаливания и 10 свечей Яблочкова); рабочее – 230 ламп накаливания; дежурное (ночное) – 304 лампы накаливания. Станция потребляла около 30 тыс. пудов (520 т) угля в год.

Главным поставщиком электротехнического оборудования была фирма «Сименс и Гальске» – крупнейшая электротехническая компания того времени.

Сеть электростанции постоянно расширялась и к 1893 году она составляла уже 30 тысяч ламп накаливания и 40 дуговых ламп. Были освещены не только здания дворцового комплекса, но и Дворцовая площадь со зданиями, находящимися на ней.

Создание электростанции Зимнего дворца стало наглядным примером возможности создания мощного и экономичного источника электроэнергии, который способен питать большое количество потребителей.

Система электроосвещения Зимнего дворца и зданий Эрмитажа была переключена на городскую электросеть после 1918 года. А здание электростанции Зимнего дворца просуществовало до 1945 года, после чего было разобрано.

16 июля 1886 г. в Санкт-Петербурге зарегистрировано промышленно-коммерческое «Общество электрического освещения». Эту дату принято считать датой основания первой российской энергосистемы. Среди учредителей были «Сименс и Гальске», «Дойче Банк» и русские банкиры. С 1900 г. компания носит имя «Общество электрического освещения 1886 г.». Цель компании обозначалась согласно интересам главного учредителя Карла Федоровича Сименса: «Для освещения электричеством улиц, фабрик, заводов, магазинов и всякого рода других мест и помещений» [Устав..., 1886 г., с. 3]. Общество имело несколько отделений в разных городах страны и внесло очень большой вклад в развитие электрической сферы экономики России.

Большинству населения России и других стран бывшего СССР известно, что широкомасштабная электрификация страны связана с реализацией плана Государственной Электрификации России (ГоЭлРо) принятому в 1920 году.

Справедливости ради, следует отметить, что разработка этого плана относится еще ко времени накануне Первой Мировой Войны, которая, собственно, и помешала тогда его принятию.

БАРИНОВ В. А., доктор техн. наук, ЭНИН им. Г. М. Кржижановского

В развитии электроэнергетики СССР можно выделить несколько этапов: соединение электростанций на параллельную работу и организация первых электроэнергетических систем (ЭЭС); развитие ЭЭС и образование территориальных объединенных электроэнергетических систем (ОЭС); создание единой электроэнергетической системы (ЕЭС) европейской части страны; формирование ЕЭС в масштабе всей страны (ЕЭС СССР) с включением ее в состав межгосударственного энергообъединения социалистических стран.
Перед первой мировой войной суммарная мощность электростанций дореволюционной России составляла 1141 тыс. кВт, а годовая выработка электроэнергии - 2039 млн. кВт-ч. Самая крупная тепловая электростанция (ТЭС) имела мощность 58 тыс. кВт, наибольшая мощность агрегата была 10 тыс. кВт. Суммарная мощность гидроэлектростанций (ГЭС) составляла 16 тыс. кВт, самой крупной была ГЭС мощностью 1350 кВт. Протяженность всех сетей напряжением выше генераторного оценивалась величиной около 1000 км.
Основы развития электроэнергетики СССР были заложены разработанным под руководством В. И. Ленина Государственным планом электрификации России (планом ГОЭЛРО), предусматривающим строительство крупных электростанций и электрических сетей и объединение электростанций в ЭЭС. План ГОЭЛРО был принят на VIII Всероссийском съезде Советов в декабре 1920 г.
Уже на начальном этапе реализации плана ГОЭЛРО была проведена значительная работа по восстановлению разрушенного войной энергетического хозяйства страны, строительству новых электростанций и электрических сетей. Первые ЭЭС - Московская и Петроградская - были созданы в 1921 г. В 1922 г. вошла в эксплуатацию первая линия напряжением 110 кВ в Московской ЭЭС, и сети 110 кВ получили в дальнейшем широкое развитие.
К конечному 15-летнему сроку план ГОЭЛРО был значительно перевыполнен. Установленная мощность электростанций страны в 1935 г. превысила 6,9 млн. кВт. Годовая выработка превзошла 26,2 млрд. кВт-ч. По производству электроэнергии Советский Союз занял второе место в Европе и третье в мире.
Интенсивное плановое развитие электроэнергетики было прервано началом Великой Отечественной войны. Перебазирование промышленности западных районов на Урал и в восточные районы страны потребовало форсированного развития энергетического хозяйства Урала, Северного Казахстана, Центральной Сибири, Средней Азии, а также Поволжья, Закавказья и Дальнего Востока. Исключительно большое развитие получила энергетика Урала; выработка электроэнергии электростанциями Урала с 1940 по 1945 гг. увеличилась в 2,5 раза и достигла 281% всей выработки по стране.
Восстановление разрушенного энергетического хозяйства началось уже с конца 1941 г.; в 1942 г. восстановительные работы велись в центральных районах европейской части СССР, в 1943 г. - в южных районах; в 1944 г. - в западных районах, а в 1945 г. эти работы распространялись на всю освобожденную территорию страны.
В 1946 г. суммарная мощность электростанций СССР достигла довоенного уровня.
Наибольшая мощность ТЭС в 1950 г. составила 400 МВт; турбина мощностью 100 МВт в конце 40-х годов стала типовым агрегатом, вводимым на ТЭС.
В 1953 г. на Черепетской ГРЭС были введены энергоблоки мощностью 150 МВт на давление пара 17 МПа. В 1954 г. вошла в эксплуатацию первая в мире атомная электростанция (АЭС) мощностью 5 МВт.
В составе вновь вводимых генерирующих мощностей возрастала мощность ГЭС. В 1949-1950 гг. были приняты решения о строительстве мощных Волжских ГЭС и сооружении первых дальних линий электропередачи (ВЛ). В 1954-1955 г. началось строительство наиболее крупных Братской и Красноярской ГЭС.
К 1955 г. значительное развитие получили три работавшие раздельно объединенные электроэнергетические системы европейской части страны; Центра, Урала и Юга; суммарная выработка этих ОЭС составила около половины всей производимой в стране электроэнергии.
Переход к следующему этапу развития энергетики был связан с вводом в эксплуатацию Волжских ГЭС и ВЛ 400-500 кВ. В 1956 г. была введена в работу первая ВЛ напряжением 400 кВ Куйбышев - Москва. Высокие технико-экономические показатели этой ВЛ были достигнуты за счет разработки и реализации ряда мероприятий по повышению ее устойчивости и пропускной способности: расщепления фазы на три провода, сооружения переключательных пунктов, ускорения действия выключателей и релейных защит, применения продольной емкостной компенсации реактивности линии и поперечной компенсации емкости линии с помощью шунтирующих реакторов, внедрения автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) «сильного действия» генераторов отправной гидроэлектростанции и мощных синхронных компенсаторов приемных подстанций и др.
При вводе в работу ВЛ 400 кВ Куйбышев-Москва на параллельную работу с ОЭС Центра присоединилась Куйбышевская ЭЭС района Средней Волги; этим было положено начало объединению ЭЭС различных районов и созданию ЕЭС европейской части СССР.
С вводом в 1958-1959 гг. участков ВЛ Куйбышев-Урал произошло объединение ЭЭС Центра, Предуралья и Урала.
В 1959 г. вступила в эксплуатацию первая цепь ВЛ 500 кВ Волгоград-Москва, и в состав ОЭС Центра вошла Волгоградская ЭЭС; в 1960 г. произошло присоединение к ОЭС Центра ЭЭС центрально-черноземной области.
В 1957 г. было закончено строительство Волжской ГЭС имени В. И. Ленина с агрегатами 115 МВт, в 1960 г. - Волжской ГЭС им. XXII съезда КПСС. В 1950-1960 гг. завершены также Горьковская, Камская, Иркутская, Новосибирская, Кременчугская, Каховская и ряд других ГЭС. В конце 50-х годов были введены первые серийные энергоблоки на давление пара 13 МПа: мощностью 150 МВт на Приднепровской ГРЭС и 200 МВт на Змиевской ГРЭС.
Во второй половине 50-х годов было завершено объединение ЭЭС Закавказья; шел процесс объединения ЭЭС Северо-Запада, Средней Волги и Северного Кавказа. С 1960 г. началось формирование ОЭС Сибири и Средней Азии.
Велось широкое строительство электрических сетей. С конца 50-х годов началось внедрение напряжения 330 кВ; сети этого напряжения получили большое развитие в южной и северо-западной зонах европейской части СССР. В 1964 г. был завершен перевод дальних ВЛ 400 кВ на напряжение 500 кВ и создана единая сеть 500 кВ, участки которой стали основными системообразующими связями ЕЭС европейской части СССР; в дальнейшем и в ОЭС восточной части страны функции системообразующей сети стали переходить к сети 500 кВ, наложенной на развитую сеть 220 кВ.
Начиная с 60-х годов характерной особенностью развития электроэнергетики стало последовательное увеличение доли энергоблоков в составе вводимых мощностей ТЭС. В 1963 г. были введены первые энергоблоки 300 МВт на Приднепровской и Черепетской ГРЭС. В 1968 г. вошли в эксплуатацию энергоблок 500 МВт на Назаровской ГРЭС и энергоблок 800 МВт на Славянской ГРЭС. Все эти блоки работали на сверхкритическом давлении пара (24 МПа).
Преобладание ввода мощных агрегатов, параметры которых неблагоприятны по условиям устойчивости, усложнило задачи обеспечения надежной работы ОЭС и ЕЭС. Для решения этих задач стали необходимыми разработка и внедрение АРВ сильного действия генераторов энергоблоков; потребовалось также использование автоматики аварийной разгрузки мощных ТЭС, в том числе, автоматики аварийного управления мощностью паровых турбин энергоблоков.
Продолжалось интенсивное строительство ГЭС; в 1961 г. на Братской ГЭС вошел в строй гидроагрегат 225 МВт, в 1967 г. на Красноярской ГЭС были введены первые гидроагрегаты 500 МВт. В течение 60-х годов было завершено сооружение Братской, Боткинской и ряда других ГЭС.
В западной части страны развернулось строительство атомных электростанций. В 1964 г. вошел в эксплуатацию энергоблок 100 МВт на Белоярской АЭС и энергоблок 200 МВт на Нововоронежской АЭС; во второй половине 60-х годов были введены вторые энергоблоки на этих АЭС: 200 МВт на Белоярской и 360 МВт на Нововоронежской.
В течение 60-х годов продолжалось и было завершено формирование европейской части СССР. В 1962 г. по ВЛ 220-110 кВ соединились на параллельную работу ОЭС Юга и Северного Кавказа. В том же году были закончены работы на первой очереди опытно-промышленной линии электропередачи 800 кВ постоянного тока Волгоград-Донбасс, положившей начало межсистемной связи Центр-Юг; строительство этой ВЛ было завершено в 1965 г.

* Без ВЛ 800 кВ постоянного тока. ** В том числе ВЛ 400 кВ.
В 1966 г. замыканием межсистемных связей 330-110 кВ Северо- Запад-Центр было осуществлено присоединение на параллельную работу ОЭС Северо-Запада. В 1969 г. была организована параллельная работа ОЭС Центра и Юга по распределительной сети 330-220-110 кВ, и все энергообъединения, входящие в состав ЕЭС, стали работать синхронно. В 1970 г. по связям 220- 110 кВ Закавказье - Северный Кавказ присоединилась на параллельную работу ОЭС Закавказья.
Таким образом, в начале 70-х годов был начат переход к следующему этапу развития электроэнергетики нашей страны - формированию ЕЭС СССР. В составе ЕЭС европейской части страны в 1970 работали параллельно ОЭС Центра, Урала, Средней Волги, Северо-Запада, Юга, Северного Кавказа и Закавказья, включавшие 63 ЭЭС. Три территориальные ОЭС - Казахстана, Сибири и Средней Азии работали раздельно; ОЭС Востока находилась в стадии формирования.
В 1972 г. в состав ЕЭС СССР вошла ОЭС Казахстана (две ЭЭС этой республики - Алма-Атинская и Южноказахстанская - работали изолированно от других ЭЭС Казахской ССР и входили в состав ОЭС Средней Азии). В 1978 г. с завершением строительства транзитной ВЛ 500 кВ Сибирь-Казахстан-Урал присоединилась на параллельную работу ОЭС Сибири.
В том же 1978 г. было закончено строительство межгосударственной ВЛ 750 кВ Западная Украина (СССР) - Альбертирша (ВНР), и с 1979 г. началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран - членов СЭВ. С учетом ОЭС Сибири, имеющей связи с ЭЭС МНР, образовалось объединение ЭЭС социалистических стран, охватывающее громадную территорию от Улан-Батора до Берлина.
От сетей ЕЭС СССР осуществляется экспорт электроэнергии в Финляндию, Норвегию, Турцию; через преобразовательную подстанцию постоянного тока в районе г. Выборга ЕЭС СССР соединена с энергообъединением Скандинавских стран НОРДЭЛ.
Динамика структуры генерирующих мощностей в 70 и 80-х годах характеризуется нарастающим вводом мощностей на АЭС в западной части страны; дальнейшим вводом мощностей на высокоэффективных ГЭС, в основном в восточной части страны; началом работ по созданию Экибастузского топливно-энергетического комплекса; общим ростом концентрации генерирующих мощностей и увеличением единичной мощности агрегатов.

В 1971-1972 гг. на Нововоронежской АЭС были введены в эксплуатацию два водо-водяных реактора мощностью по 440 МВт (ВВЭР- 440); в 1974 г. пущен первый (головной) водографитовый реактор мощностью 1000 МВт (РБМК-1000) на Ленинградской АЭС; в 1980 г. на Белоярской АЭС введен в работу реактор-размножитель мощностью 600 МВт (БН-600); в 1980 г. на Нововоронежской АЭС был введен реактор ВВЭР-1000; в 1983 г. на Игналинской АЭС пущен первый реактор мощностью 1500 МВт (РБМК- 1500).
В 1971 г. на Славянской ГРЭС был введен в эксплуатацию энергоблок 800 МВт с одновальной турбиной; в 1972 г. в Мосэнерго вошли в строй два теплофикационных энергоблока 250 МВт; в 1980 г. на Костромской ГРЭС был введен в работу энергоблок 1200 МВт на сверхкритические параметры пара.
В 1972 г. вошла в строй первая в СССР гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) - Киевская; в 1978 г. был введен в работу первый гидроагрегат 640 МВт на Саяно-Шушенской ГЭС. С 1970 по 1986 г. были введены на полную мощность Красноярская, Саратовская, Чебоксарская, Ингурская, Токтогульская, Нурекская, Усть-Илимская, Саяно- Шушенская, Зейская и ряд других ГЭС.
В 1987 г. мощность наиболее крупных электростанций достигла: АЭС - 4000 МВт, ТЭС - 4000 МВт, ГЭС - 6400 МВт. Доля АЭС в суммарной мощности электростанций ЕЭС СССР превысила 12%; доля конденсационных и теплофикационных энергоблоков 250-1200 МВт приблизилась к 60% общей мощности ТЭС.
Технический прогресс в развитии системообразующих сетей характеризуется последовательным переходом к более высоким ступеням напряжения. Освоение напряжения 750 кВ началось с ввода в эксплуатацию в 1967 г. опытно-промышленной ВЛ 750 кВ Конаковская ГРЭС- Москва. В течение 1971-1975 гг. была сооружена широтная магистраль 750 кВ Донбасс-Днепр-Винница-Западная Украина; эта магистраль была затем продолжена введенной в 1978 г. ВЛ 750 кВ СССР- ВНР. В 1975 г. была сооружена межсистемная связь 750 кВ Ленинград- Конаково, позволившая передать в ОЭС Центра избыточную мощность ОЭС Северо-Запада. Дальнейшее развитие сети 750 кВ было связано в основном с условиями выдачи мощности крупных АЭС и необходимостью усиления межгосударственных связей с ОЭС стран - членов СЭВ. Для создания мощных связей с восточной частью ЕЭС сооружается магистральная ВЛ 1150 кВ Казахстан-Урал; ведутся работы по сооружению электропередачи постоянного тока 1500 кВ Экибастуз - Центр.
Рост установленной мощности электростанций и протяженности электрических сетей 220-1150 кВ ЕЭС СССР за период 1960-1987 г. характеризуется данными, приведенными в таблице.
Единая энергетическая система страны - развивающийся по государственному плану комплекс взаимосвязанных энергообъектов, объединённых общим технологическим режимом и централизованным оперативным управлением. Объединение ЭЭС позволяет повысить темпы роста энергетических мощностей и удешевить энергетическое строительство за счет укрупнения электростанций и увеличения единичной мощности агрегатов. Концентрация энергетических мощностей с преимущественным вводом наиболее мощных экономичных агрегатов, изготавливаемых отечественной промышленностью, обеспечивает повышение производительности труда и улучшение технико-экономических показателей энергетического производства.
Объединение ЭЭС создает возможности рационального регулирования структуры расходуемого топлива с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; оно является необходимым условием решения комплексных гидроэнергетических проблем с оптимальным для народного хозяйства в целом использованием водных ресурсов основных рек страны. Систематическое снижение удельного расхода условного топлива на отпущенный с шин ТЭС киловатт-час обеспечивается улучшением структуры генерирующих мощностей и экономическим регулированием общего энергетического режима ЕЭС СССР.
Взаимопомощь параллельно работающих ЭЭС создает возможность значительного повышения надежности электроснабжения. Выигрыш в суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС за счет снижения годового максимума нагрузки вследствие разновременности наступления максимумов ЭЭС и сокращения необходимой резервной мощности превышает 15 млн. кВт.
Общий экономический эффект от создания ЕЭС СССР на достигнутом к середине 80-х годов уровне ее развития (в сравнении с изолированной работой ЕЭС) оценивается снижением капитальных вложений в электроэнергетику на 2,5 млрд. руб. и уменьшением ежегодных эксплуатационных расходов примерно на 1 млрд руб.

Тепловая электростанция вырабатывают электроэнергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании топлива. Основными видами топлива для тепловой электростанции являются природные ресурсы - газ, мазут, реже уголь и торф.
Разновидностью тепловой электростанции (ТЭС) является теплоэнергоцентраль (ТЭЦ) - тепловая электростанция, вырабатывающая не только электроэнергию, но и тепло, которое в виде горячей воды по тепловым сетям приходит в наши батареи. На рис. путь энергии от электростанции до квартиры.

В машинном зале тепловой электростанции установлен котел с водой. При сгорании топлива вода в котле нагревается до нескольких сот градусов и превращается в пар. Пар под давлением вращает лопасти турбины, турбина в свою очередь вращает генератор. Генератор вырабатывает электрический ток. Электрический ток поступает в электрические сети и по ним доходит до городов и сел, поступает на заводы, в школы, дома, больницы. Передача электроэнергии от электростанций по линиям электропередачи осуществляется при напряжениях 110-500 киловольт, то есть значительно превышающих напряжения генераторов. Повышение напряжения необходимо для передачи электроэнергии на большие расстояния. Затем необходимо обратное понижение напряжения до уровня, удобного потребителю. Преобразование напряжения происходит в электрических подстанциях с помощью трансформаторов. Через многочисленные кабели, проложенные под землей, и провода, натянутые высоко над землей, ток бежит в дома людей. А тепло в виде горячей воды поступает из ТЭЦ по теплотрассам, также находящимся под землей.

Обозначения на рисунке:
Градирня - устройство для охлаждения воды на электростанции атмосферным воздухом.
Котел паровой - закрытый агрегат для получения пара на электростанции посредством нагревания воды. Нагрев воду осуществляется посредством сжигания топлива (на саратовских ТЭЦ - газа).
ЛЭП - линия электропередачи. Предназначена для передачи электричества. Различают воздушные ЛЭП (провода, протянутые над землей) и подземные (силовые кабели).

Первые появились еще в конце XIX века в Нью-Йорке (1882 год), а в 1883 году первая тепловая электростанция была построена в России (С.Петербург). С момента своего появление, именно ТЭС получили наибольшее распространение, учитывая все увеличивающуюся энергетическую потребность наступившего техногенного века. Вплоть до середины 70-х годов прошлого века, именно эксплуатация ТЭС являлась доминирующим способом получения электроэнергии. К примеру, в США и СССР доля ТЭС среди всей получаемой электроэнергии составляла 80%, а во всем мире - порядка 73-75%.

Данное выше определение хоть и емкое, но не всегда понятное. Попытаемся своими словами объяснить общий принцип работы тепловых электростанций любого типа.

Выработка электричества в ТЭС происходить при участии множества последовательных этапов, но общий принцип её работы очень прост. Вначале топливо сжигается в специальной камере сгорания (паровом котле), при этом выделяется большое количество тепла, которое превращает воду, циркулирующую по специальным системам труб расположенным внутри котла, в пар. Постоянно нарастающее давление пара вращает ротор турбины, которая передает энергию вращения на вал генератора, и в результате вырабатывается электрический ток.

Система пар/вода замкнута. Пар, после прохождения через турбину, конденсируется и вновь превращается в воду, которая дополнительно проходит через систему подогревателей и вновь попадает в паровой котел.

Существует несколько типов тепловых электростанций. В настоящее время, среди ТЭС больше всего тепловых паротурбинных электростанций (ТПЭС) . В электростанциях такого типа, тепловая энергия сжигаемого топлива используется в парогенераторе, где достигается очень высокое давление водяного пара, приводящего в движение ротор турбины и, соответственно, генератор. В качестве топлива, на таких теплоэлектростанциях используется мазут или дизель, а также природный газ, уголь, торф, сланцы, иными словами все виды топлива. КПД ТПЭС составляет около 40 %, а их мощность может достигать 3-6 ГВт.

ГРЭС (государственная районная электрическая станция) - довольно известное и привычное название. Это не что иное, как тепловая паротурбинная электростанция, оборудованная специальными конденсационными турбинами, которые не утилизируют энергию отработанных газов и не превращают её в тепло, например, для обогрева зданий. Такие электростанции еще называют конденсационными электростанциями.

В том же случае, если ТПЭС оснащены специальными теплофикационными турбинами, преобразующих вторичную энергию отработанного пара в тепловую энергию, используемую для нужд коммунальных или промышленных служб, то это уже теплоэлектроцентрали или ТЭЦ. К примеру, в СССР на долю ГРЭС приходилось около 65% вырабатываемой паротурбинными электростанциями электроэнергии, и, соответственно, 35% - на долю ТЭЦ.

Существуют также иные виды тепловых электростанций. В газотурбинных электростанциях, или ГТЭС, генератор вращается посредством газовой турбины. В качестве топлива на таких ТЭС применяют природный газ или жидкое топливо (дизель, мазут). Однако КПД таких электростанций не очень высок, около 27-29%, так что их используют в основном как резервные источники электроэнергии для покрытия пиков нагрузки на электрическую сеть, или для снабжения электричеством небольших населенных пунктов.

Тепловые электростанции с парогазотурбинной установкой (ПГЭС) . Это электростанции комбинированного типа. Они оборудованы паротурбинными и газотурбинными механизмами, и их КПД достигает 41-44%. Эти электростанции также позволяют утилизировать тепло и превращать его в тепловую энергию, идущую на отопление зданий.

Главным недостатком всех тепловых электростанций является тип используемого топлива. Все виды топлива, которые применяют на ТЭС, являются невосполнимыми природными ресурсами, которые медленно, но неуклонно заканчиваются. Именно поэтому в настоящее время, наряду с использованием атомных электростанций, ведутся разработки механизма выработки электроэнергии при помощи восполняемых или других альтернативных источников энергии.