Принцип работы теплоцентрали

   Введение.   

 Теплофикация - централизованное  снабжение производственных и  бытовых потребителей теплом  пара, отработавшего в тепловых  двигателях ТЭЦ.   

 Технология теплофикации, базирующаяся на ТЭЦ, производящих  электроэнергию и отдающих «бросовое»  тепло в теплосеть, исключительно  эффективно в экономическом смысле  и имеет ряд существенных преимуществ.  Во-первых, эффективное сжигание  твердого, в том числе многосернистого  и зольного топлива в крупных  котлоагрегатах вдали от энергопотребителей. Во-вторых, снижение суммарного расхода топлива для теплового и электрического потребления. В-третьих, улучшение санитарных условий и чистоты воздушного бассейна городов. В-четвертых, возможность повышения расчетной разности температур воды в подающем и обратном теплопроводах в целях снижения диаметров магистральных теплопроводов и, следовательно, капитальных затрат на строительство тепловых сетей.

    Принцип работы теплоцентрали.   

 Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)- электрические станции с комбинированной  выработкой электрической энергии  и тепла. Они характеризуются тем, что тепло каждого килограмма пара, отбираемого из турбины, используется частично для выработки электрической энергии, а затем у потребителей пара  и горячей воды.[1] 

Рис. 1.  Принципиальная технологическая схема ТЭЦ.  

 Рассмотрим принципиальную  технологическую схему ТЭЦ (рис.1), характеризующую состав ее частей, общую последовательность технологических  процессов.  

 В состав ТЭЦ входят  топливное хозяйство (ТХ) и устройства  для подготовки его перед сжиганием  ( ПТ). Топливное хозяйство включает приемно-разгрузочные устройства, транспортные механизмы, топливные склады, устройства для предварительной подготовки топлива (дробильные установки).   

 Продукты сгорания  топлива - дымовые газы отсасываются  дымососами (ДС) и отводятся через  дымовые трубы (ДТр) в атмосферу. Негорючая часть твердых топлив выпадает в топке в виде шлака (Ш), а значительная часть в виде мелких частиц уносится с дымовыми газами. Для защиты атмосферы от выброса летучей золы перед дымососами устанавливают золоуловители (ЗУ). Шлаки и зола удаляются обычно на золоотвалы. Воздух, необходимый для горения, подается в топочную камеру дутьевыми вентиляторами. Дымососы, дымовая труба, дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку станции (ТДУ).  

 Перечисленные выше  участки образуют один из основных  технологических трактов - топливно-газовоздушный тракт.  

 Второй важнейший технологический  тракт паротурбинной электростанции- пароводяной, включающий пароводяную часть парогенератора, тепловой двигатель (ТД), преимущественно паровую турбину, конденсационную установку, включая конденсатор (К) и конденсатный насос (КН), систему технического водоснабжения (ТВ) с насосами охлаждающей воды (НОВ), водоподготовительную и питательную установку, включающую водоочистку (ВО), подогреватели высокого и низкого давления (ПВД и ПНД), питательные насосы (ПН), а также трубопроводы пара и воды.  

 В системе топливно-газовоздушного тракта химически связанная энергия топлива при сжигании в топочной камере выделяется в виде тепловой энергии, передаваемой радиацией и конвекцией через стенки металла трубной системы парогенератора воде и образуемому из воды пару. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в кинетическую энергию потока, передаваемую ротору турбины. Механическая энергия вращения ротора турбины, соединенного с ротором электрического генератора (ЭГ), преобразуется в энергию электрического тока, отводимого за вычетом собственного расхода электрическому потребителю.[2]  

 Тепло проработавшего  в турбинах рабочего тела можно  использовать для нужд внешних  тепловых потребителей (ТП).  

 Потребление тепла  происходит по следующим направлениям:

1.     Потребление для технологических целей;

2.     Потребление для целей отопления и вентиляции жилых, общественных и производственных зданий;

3.     Потребление для других бытовых нужд.   

 График технологического  потребления тепла зависит от  особенностей производства, режима  работы и т.п. Сезонность потребления  в этом случае имеет место  только в сравнительно редких  случаях. На большинстве же  промышленных предприятиях разница  между зимним и летним потреблением  тепла для технологических целей  незначительна. Небольшая разница  получается только в случае  применения части технологического  пара для отопления, а также  вследствие увеличения в зимнее  время потерь тепла.   

 Для потребителей тепла  на основании многочисленных  эксплуатационных данных устанавливают  энергетические показатели, т.е.  нормы количества расходуемого  различными видами производства  тепла на единицу вырабатываемой  продукции.   

 Вторая группа потребителей, снабжаемая теплом для целей  отопления  и вентиляции, характеризуется значительной равномерностью расхода тепла на протяжении суток и резкой неравномерностью расхода тепла в течении года: от нуля летом до максимума зимой.   

 Тепловая мощность  отопления находится в прямой  зависимости от температуры наружного  воздуха, т.е. от климатических  и метеорологических факторов.   

 При отпуске тепла  со станции теплоносителями могут  служить пар и горячая вода, подогреваемая в сетевых подогревателях  паром из отборов турбин. Вопрос  о выборе того или иного  теплоносителя и его параметров  решают, исходя из требований  технологии производства. В некоторых  случаях отработавший на производстве  пар низкого давления (например, после паровых молотов) применяют  для отопительно-вентиляционных  целей. Иногда же пар применяют  для отопления производственных  зданий, чтобы избежать устройства  отдельной системы отопления  горячей водой.   

 Отпуск пара на сторону  для целей отопления явно нецелесообразен,  так как отопительные нужды  легко удовлетворить горячей  водой с оставлением всего конденсата греющего пара на станции.   

 Отпуск горячей воды  для технологических целей производится  сравнительно редко. Потребителями  горячей воды являются только  производства, расходующие ее для  горячих промывок и других  подобных им процессов, причем  загрязненная вода уже не возвращается  на станцию.   

 Горячая вода, отпускаемая  для отопительно-вентиляционных  целей, подогревается на станции  в сетевых подогревателях паром  из регулируемого отбора давлением  1,17-2,45 бар. При этом давлении  вода нагревается до температуры  100-120.   

 Однако при низких  температурах наружного воздуха  отпуск больших количеств тепла  при такой температуре воды  становится нецелесообразным, так  как количество циркулирующей  в сети воды, а следовательно, и расход электроэнергии на ее перекачивание заметно увеличиваются. Поэтому, кроме основных подогревателей, питающихся паром из регулируемого отбора, устанавливают пиковые подогреватели, к которым греющий пар давлением 5,85-7,85 бар подводится из отбора более высокого давления или непосредственно из котлов через редукционно-охладительную установку.    

 Чем выше начальная  температура воды, тем меньше  расход электроэнергии на привод  сетевых насосов, а также диаметр  теплопроводов. В настоящее время  в пиковых подогревателях воду  чаще всего подогревают до  температуры 150цию от потребителя,  при чисто отопительной нагрузке  имеет обычно температуру около  70.[2]   

 Преимущества горячей  воды как теплоносителя для  систем отопления и бытовых  нужд заключаются в следующем:

1.     При помощи горячей воды отпуск тепла может осуществляться на значительное расстояние (до 30 км, как это предусматривается в проектах теплоснабжения от мощных загородных ТЭЦ);

2.     Регулирование отпуска тепла станций в водяных сетях осуществляется значительно проще и точнее, чем в паровых;

3.     Водяные сети требуют меньших затрат при сооружении, чем паровые;

Отпуск тепла с горячей  водой улучшает тепловую экономичность  электростанции, так как для подогрева  ее применяется пар более низких давлений, чем при отпуске пара. [1]  

 Для технологических  процессов промышленные потребители  используют тепловую энергию  преимущественно в виде пара  определенных параметров. Обычно  требуется немного перегретый  пар с давлением, которое изменяется  в зависимости от вида потребителя  в относительно широких пределах- от 0,2- 0,3 до 1-2 МПа.  

 Возможны различные  схемы отпуска пара и связанные  с ними способы подготовки  добавочной воды. Наиболее распространена  схема непосредственного отпуска  пара из отбора турбины с  химическим обессоливанием добавочной  воды, служащей для возмещения  внешних и внутренних потерь  пара и конденсата.  

 При этой схеме применяют  парогенераторы с естественной  циркуляцией и докритические  начальные параметры пара, что  обеспечивает надежный водный  режим. В таких парогенераторах  осуществляется продувка воды  с установкой расширителей для  ее использования. При данном отпуске пара отпуск тепла потребителю зависит от количества «обратного» конденсата, его температуры (обычно около 70-90энтальпии. «Внешние» потери возмещаются на ТЭЦ в данном случае исходной сырой водой.[2]   

 Данная схема наиболее  проста и дешева, однако при  сильно минерализованной исходной  сырой воде химическое обессоливание  воды, в особенности при сверхкритическом  начальном давлении пара, может  не удовлетворять требованиям  технико-экономическим, а также  охраны водных бассейнов. В  таких случаях применяют испарительные  установки.[1]  

 Схема  отпуска пара непосредственно из отбора или противодавления турбины с возмещением потерь пара и конденсата дистиллятом из многоступенчатой испарительной установки может применятся при низком качестве исходной сыро воды.  

 В указанной схеме  основной поток отбираемого пара  направляется непосредственно потребителю;  на испарительную установку из  того же регулируемого отбора  отводится необходимое количество  пара. В данном случае испарительную  установку целесообразно использовать  также для подготовки дополнительного количества дистиллята, для покрытия внутренних потерь пара и конденсата.[2]  

 При большой доле  потерь у внешнего потребителя  требуемое количество дистиллята  относительно велико и его  целесообразно получить в многоступенчатом  испарителе, предпочтительно замкнутого  типа. Таким образом, возможен  отпуск пара из отбора, составляющий  около 60% расхода пара на турбину.[1]   

 Надежный водный режим  парогенераторов промышленной ТЭЦ  можно обеспечить, если включить  испарители по схеме паропреобразователей, т.е. отпускать внешнему потребителю вторичный пар испарителя. При этом конденсат греющего пара из отбора турбины сохраняется на ТЭЦ и является основной составной частью питательной воды парогенераторов. Внешние потери пара из отбора турбины и конденсата при этом отсутствуют, потери пара и конденсата сводятся к внутренним потерям.  

 Возмещение внутренних  потерь при такой схеме отпуска  тепла возможно различными способами.   

 Большей частью паропреобразователь используют одновременно в качестве испарителя для возмещения внутренних потерь (основной способ).  

 Если обратный конденсат  от внешнего потребителя пригоден  для питания парогенераторов,  то производительность паропреобразователя составится как сумма внешних потерь вторичного пара и внутренних потерь. Недостающее количество пара для внешнего потребителя, равное возврату конденсата следует отпускать непосредственно из отбора турбины, например, из того же отбора турбины, в обвод паропреобразователя, через редукционную установку.  

 Пар для технологических  процессов требуется обычно несколько  перегретый. Так как паропреобразователь производит насыщенный пар, для его перегрева устанавливается пароперегреватель, в котором используется тепло перегрева пара из отбора турбины. С дренажом из паропреобразователя вводится в регенеративную систему ТЭЦ большой поток тепла. Чтобы несколько уменьшить его, улучшить использование регенеративных отборов пара и условия работы основных питательных насосов, устанавливается охладитель дренажа.  

 Тепловую экономичность  турбоустановки можно несколько  улучшить, если питательную воду  паропреобразователя предварительно подогреть паром из отбора турбины более низкого давления в предварительном подогревателе. Этот подогреватель может служить также конденсатором вторичного пара дл возмещения внутренних потерь пара и конденсата. Питательная вода паропреобразователя предварительно очищается химически и нагревается в охладителе продувки паропеобразователя.   

 Если обратный конденсат  от потребителя не пригоден  для питания парогенераторов,  следует проверить целесообразность  использования его для питания  паропреобразователей. Благодаря этому могут быть уменьшены производительность и стоимость химической водоочистки.[2]   

 Из трех рассмотренных  схем отпуска тепла пара преимущественное  применение имеет схема с отпуском  пара непосредственно из отбора  турбины и химическим обессоливанием  добавочной воды. 

 На ТЭЦ с отопительной  нагрузкой могут применяться  турбины с противодавлением или  с конденсацией и отбором пара. Однако применение турбин с  противодавлением очень ограничено, так как сезонная отопительная  нагрузка не обеспечивает круглогодичного  производства электроэнергии на  тепловом потреблении. Поэтому,  как правило, применяют теплофикационные  турбины с конденсацией и отопительными  отборами.[3]   

 Тепло для отопления  и бытовых нужд отпускают с  горячей водой. Воду подогревают  в пароводяных теплообменниках  ТЭЦ в основном паром из  отборов теплофикационных турбин  и подают насосами по трубопроводам  горячей воды к потребителям; после охлаждения в отопительных  установках вода возвращается  на ТЭЦ. Система трубопроводов  горячей и охлажденной воды  образует тепловую сеть. Соответственно  воду, циркулирующую по тепловой  сети, называют сетевой водой,  насосы – сетевыми насосами, а  пароводяные теплообменники- сетевыми подогревателями.[2]  

 На сетевые подогревательные  установки подается пар из  верхнего и нижнего теплофикационных  отборов турбины. Выбор давления  пара в отопительных отборах  зависит от вида графиков температуры  сетевой воды и отопительной  нагрузки. Давление пара в верхнем  отборе регулируется обычно примерно  в пределах 0,06-0,25МПа, в нижнем - изменяется в пределах 0,05-0,20МПа.  Давление верхнего отбора регулируют  поворотной диафрагмой, устанавливаемой  за камерой нижнего отбора.  

 Если нижний теплофикационный  отбор осуществляют на отводе  пара  из цилиндра среднего давления турбины, то регулирующую диафрагму устанавливают перед входом пара в первую ступень цилиндра низкого давления. Ступени турбины между двумя теплофикационными отборами образуют так называемый промежуточный, или теплофикационный отсек.  

 Теплофикационный режим  (или режим работы по «тепловому»  графику) характеризуется минимальным  (вентиляционным) пропуском пара  через прикрытую диафрагму, достаточным  для надежного охлаждения деталей  части низкого давления турбины.  При частичном и полном открытии  окон поворотной регулирующей  диафрагмы турбина работает по  «электрическому» графику.  

 При наличии в конденсаторах  турбин теплофикационных пучков  вода предварительно нагревается  в них и затем сетевым насосом  первого подъема прокачивается  через сетевые подогреватели.  

 После сетевых подогревателей  насосами второго подъема вода  подается при низких температурах  наружного воздуха через пиковые  водогрейные котлы, которые можно  рассматривать как тепловой резерв  вне периодов пиковой отопительной  нагрузки, а при повышенных температурах- помимо них, в тепловую сеть.[2]  

 У каждой ступени  сетевых подогревателей устраивают  обводы воды, которые можно использовать  для регулирования ее температуры  за ступенями.  

 Сетевую воду можно  использовать для конденсации  пара из лабиринтных уплотнений  турбины или при необходимости  для конденсации вторичного пара  испарительной установки, если  таковая требуется для возмещения  потерь пара и конденсата.[3]  

 Распределение отопительной  нагрузки между отборами турбины  и водогрейными котлами характеризуется  коэффициентом теплофикации, т.е.  отношением максимального отпуска  тепла из отборов турбины к  полному отпуску тепла ТЭЦ.  Целесообразное значение коэффициента  теплофикации определяется на  основании технико-экономических  расчетов. Чем больше значение  коэффициента, тем больше комбинированная  выработка электрической и тепловой  энергии и тем меньше суммарный  расход топлива на эту выработку.[2]   

 Количество тепла, отпускаемое потребителям, можно регулировать двумя способами: количественным, т.е. изменением расхода сетевой воды при сохранении температурного перепада, и качественным, т.е. изменением температуры воды, отдаваемой в сеть.  

 Регулирование количества  отпускаемого потребителю тепла  производится в зависимости от  среднесуточной температуры наружного  воздуха. Такое регулирование  связано с изменением гидравлического  режима тепловых сетей, т.е.  изменением давления воды в  прямой и обратной магистралях,  вследствие чего распределение  количества воды, а следовательно, и тепла по отдельным потребителям нарушается. Поэтому этот способ применяется обычно не в чистом виде, а совместно с качественным.[1]   

 Качественный способ  заключается в изменении количества  греющего пара, подаваемого в  подогреватели. В теплофикационных  турбинах применяют связанное  регулирование давления в отборах  и подвода свежего пара: при  увеличении потребления тепла  внешними потребителями и снижении  давления в линиях отбора пара  одновременно прикрывают поворотные  диафрагмы регулируемых отборов  и увеличивается открытие регулирующих  клапанов свежего пара. При уменьшении  расхода пара на внешнего потребителя и повышении давления пара в линиях отбора одновременно увеличивается открытие окон в поворотной диафрагме и прикрываются регулирующие клапаны свежего пара. Связанное регулирование сокращает продолжительность переходных процессов, обуславливаемых изменением энергетических нагрузок турбоагрегата.[3]

   Заключение.  

 В реферате рассмотрен  принцип работы теплоцентрали,  который заключается в том,  что тепло вырабатывается на  ТЭЦ и по тепловым сетям  направляется потребителям.  

 Рассмотрены принцип  работы ТЭЦ, ее технологическая  схема. Описаны основные виды  теплоносителей, раскрыты некоторые  особенности отпуска тепла с  «паром» и «горячей водой». Рассмотрены  способы регулирования отпуска  тепла.

 
Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) –тепловая электростанция, вырабатывающая не только электрическую энергию, но и тепло, отпускаемое потребителям в виде пара и горячей воды. Использование в практических целях отработавшего тепла двигателей, вращающих электрические генераторы, является отличительной особенностью ТЭЦ и носит название теплофикация. Комбинированное производство энергии двух видов способствует более экономному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и тепловой энергии на местных котельных установках. Замена местных котельных, нерационально использующих топливо и загрязняющих атмосферу городов и посёлков, централизованной системой теплоснабжения способствует не только значительной экономии топлива, но и повышению чистоты воздушного бассейна, улучшению санитарного состояния населённых мест.

Наибольшее  распространение  ТЭЦ получили в  СССР. Первые теплопроводы были проложены  от электростанций Ленинграда и Москвы (1924,1928). С 30-х  гг. Началось проектирование и строительство  ТЭЦ мощностью 100—200 Мвт. К концу 1940 мощность всех действующих ТЭЦ  достигла 2 Гвт, годовой отпуск тепла — 108 Гдж, а протяжённость тепловых сетей — 650 км. В середине 70-х гг. суммарная электрическая мощность ТЭЦ составляет около 60 Гвт (при общей мощности электростанций ~ 220 и тепловых электростанций ~ 180 Гвт). Годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ достигает 330 млрд. квт×ч, отпуск тепла — 4×109 Гдж; мощность отдельных новых ТЭЦ — 1,5—1,6 Гвт при часовом отпуске тепла до (1,6—2,0)×104 Гдж; удельная выработка электроэнергии при отпуске 1 Гдж тепла — 150—160 квт×ч. Удельный расход условного топлива на производство 1 квт×ч электроэнергии составляет в среднем 290 г (тогда как на ГРЭС — 370 г); наименьший среднегодовой удельный расход условного топлива на ТЭЦ около 200 г/квт×ч  (на лучших ГРЭС — около 300 г/квт×ч). Такой пониженный (по сравнению с ГРЭС) удельный расход топлива объясняется комбинированным производством энергии двух видов с использованием тепла отработавшего пара.

     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 поним 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.     Особенностью  теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) является то, что отработанный в турбине пар или горячая вода затем используются для отопления и горячего водоснабжения промышленной и коммунальной сферы. ТЭЦ строятся преимущественно в крупных городах, поскольку эффективная передача пара или горячей воды из-за высоких тепловых потерь в трубах возможна на расстоянии не более 20-25 км. Кроме того, чтобы уменьшить потери тепла, ТЭЦ необходимо дополнять небольшими подстанциями, которые должны размещаться вблизи от потребителя. При всех указанных недостатках ТЭЦ представляют собой установки по комбинированному производству электроэнергии и тепла, в связи с чем суммарный коэффициент полезного использования топлива повышается до 70-76%.

     Исходный  источник  энергии на ТЭЦ — органическое  топливо (на паро-турбинных и газотурбинных ТЭЦ) либо ядерное топливо (на атомных ТЭЦ). Большое распространение имеют (1976) паротурбинные ТЭЦ на органиче¬ском топливе, являющиеся наряду с конденсационными электростанциями основным видом тепловых паротурбинных электростанций (ТПЭС). Разли-чают ТЭЦ промышленного типа для снабжения тепломпромышленных предприятий, и отопительного типа — для отопления жилых и общественных зданий, а также для снабжения их горячей водой. Тепло от промышленных ТЭЦ передаётся на расстояние до нескольких км (преимущественно в виде тепла пара), от отопительных — на расстояние до 20—30 км (в виде тепла горячей воды).

Основное  оборудование паротурбинных  ТЭЦ  — турбоагрегаты, преобразу¬ющие  энергию рабочего вещества (пара) в электрическую энергию, и котлоагрегаты, вырабатывающие пар для турбин. В состав турбоагрегата входят паровая турбина и синхронный генератор. Паровые турбины, исполь¬зуемые на ТЭЦ, называются теплофикационными турбинами (ТТ). Среди них различают ТТ: с противодавлением, обычно равным 0,7—1,5 Мн/м2 (уста¬навливаются на ТЭЦ, снабжающих паром промышленные предприятия); с конденсацией и отборами пара под давлением 0,7— 1,5 Мн/м2 (для промыш¬ленных потребителей) и 0,05—0,25 Мн/м2 (для коммунально-бытовых по-требителей); с конденсацией и отбором пара (отопительным) под давлением 0,05—0,25 Мн/м2.

Отработавшее  тепло ТТ с противодавлением можно использовать полно-стью. Однако электрическая мощность, развиваемая такими турбинами, зави-сит непосредственно от величины тепловой нагрузки, и при отсутствии по-следней (как это, например, бывает в летнее время на отопительных ТЭЦ) они не вырабатывают электрической мощности. Поэтому ТТ с противодав¬лением применяют лишь при наличии достаточно равномерной тепловой нагрузки, обеспеченной на всё время действия ТЭЦ (то есть преимуще¬ственно на промышленных ТЭЦ).

У ТТ с конденсацией и отбором пара для снабжения теплом потребителей используется лишь пар отборов, а тепло конденсационного потока пара отда-ётся в конденсаторе охлаждающей воде и теряется. Для сокращения потерь тепла такие ТТ большую часть времени должны работать по "тепловому" графику, то есть с минимальным "вентиляционным" пропуском пара в кон-денсатор. В России разработаны ТТ с конденсацией и отбором пара, в кото-рых использование тепла конденсации предусмотрено: такие ТТ в условиях достаточной тепловой нагрузки могут работать как ТТ с противодавлением. ТТ с конденсацией и отбором пара получили на ТЭЦ преимущественное рас-пространение как универсальные по возможным режимам работы. Их ис-пользование позволяет регулировать тепловую и электрическую нагрузки практически независимо; в частном случае, при пониженных тепловых нагрузках или при их отсутствии, ТЭЦ может работать по "электрическому" графику, с необходимой, полной или почти полной электрической мощно-стью.

Электрическую мощность теплофикационных турбоагрегатов (В отличие от конденсационных) выбирают предпочтительно не по заданной шкале  мощностей, а по количеству расходуемого ими свежего пара. По-этому в СССР крупные теплофикационные турбоагре-гаты  унифицированы именно по этому параметру. Так, турбоагрегаты Р-100 с противодавлением, ПТ-135 с промышленными и отопительными отборами и Т-175 с отопительным отбором имеют одинаковый расход свежего пара (около 750 т/ч), но различную электрическую мощность (соответственно 100, 135 и 175 Мвт). Котлоагрегаты, вырабатывающие пар для таких турбин, имеют одинаковую производительность (около 800 т/ч). Такая унификация позволяет использовать на одной ТЭЦ турбоагрегаты различных типов с одинаковым тепловым оборудованием котлов и турбин. В СССР унифици-руются также котлоагрегаты, используемые для работы на ТПЭС различного назначения. Так, котлоагрегаты производительностью по пару 1000 т/ч ис-пользуют для снабжения паром как конденсационных турбин на 300 Мвт, так и самых крупных в мире ТТ на 250 Мвт.

Давление  свежего пара на ТЭЦ принято в  России равным ~ 13—14 Мн/м2 (преимущественно) и ~ 24—25 Мн/м2 (на наиболее крупных теплофикаци-онных энергоблоках — мощностью 250 Мвт). На ТЭЦ с давлением пара 13—14 Мн/м2, в отличие от ГРЭС, отсутствует промежуточный перегрев пара, так как на таких ТЭЦ он не даёт столь существенных технических и эконо-мических преимуществ, как на ГРЭС. Энергоблоки мощностью 250 Мвт на ТЭЦ с отопительной нагрузкой выполняют с промежуточным перегревом пара.

Тепловая  нагрузка на отопительных ТЭЦ неравномерна в течение года. В целях снижения затрат на основное энергетическое оборудование часть  тепла (40—50%) в периоды повышенной нагрузки подаётся потребите-лям от пиковых водогрейных котлов. Доля тепла, отпускаемого основным энергетическим оборудованием при наибольшей нагрузке, определяет вели-чину коэффициента теплофикации ТЭЦ (обычно равного 0,5—0,6). Подоб-ным же образом можно покрывать пики тепловой (паровой) промышленной нагрузки (около 10—20% от максимальной) пиковыми паровыми котлами невысокого давления. Отпуск тепла может осуществляться по двум схемам. При открытой схеме пар от турбин направляется непосредственно к потреби-телям. При закрытой схеме тепло к теплоносителю (пару, воде), транспорти-руемому к потребителям, подводится через теплообменники (паропаровые и пароводяные). Выбор схемы определяется в значительной мере водным ре-жимом ТЭЦ.

На ТЭЦ  используют твёрдое, жидкое или газообразное топливо. Вследствие большей близости ТЭЦ к населённым местам на них  шире (по сравне-нию с ГРЭС) используют более ценное, меньше загрязняющее атмо-сферу твёрдыми выбросами топливо — мазут и газ. Для защиты воздушного бассейна от загрязнения твёрдыми частицами используют (как и на ГРЭС) золоуловители (см. Газов очистка), для рассеивания в атмосфере твёрдых ча-стиц, окислов серы и азота сооружают дымовые трубы высотой до 200—250 м. ТЭЦ, сооружаемые вблизи потребителей тепла, обычно отстоят от источ-ников водоснабжения на значительном расстоянии. Поэтому на большинстве ТЭЦ применяют оборотную систему водоснабжения с искусственными охла-дителями — градирнями. Прямоточное водоснабжение на ТЭЦ встречается редко.