На каком топливе работают тэс. Тепловая электростанция

Тепловая электростанция - это энергоустановка для преобразования энергии топлива в механическую энергию

ИА сайт. Тепловая электростанция (тепловая электрическая станция) - энергетическая установка, на которой вырабатывается электрическая энергия за счет преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения вала электрогенератора.
1 Cooling tower Градирня
2 Cooling water pump Насос водяного охлаждения; Циркуляционный насос
3 Transmission line (3-phase) Линия электропередачи (3-х фазная)
4 Step-up transformer (3-phase) Повышающий трансформатор
5 Electrical generator (3-phase) Электрогенератор; Электромашинный генератор
6 Low pressure steam turbine Паровая турбина низкого давления
7 Condensate pump Конденсатный насос
8 Surface condenser Поверхностный конденсатор
9 Intermediate pressure steam turbine Паровая турбины среднего давления
10 Steam control valve Клапан регулировки подачи пара
11 High pressure steam turbine Паровая турбина высокого давления
12 Deaerator Деаэратор
13 Feedwater heater Подогреватель питательной воды
14 Coal conveyor Транспортёр угля
15 Coal hopper Бункер угля
16 Coal pulverizer Углеразмольная мельница; Мельница для измельчения угля
17 Boiler drum Барабан котла
18 Bottom ash hopper Шлаковый бункер
19 Superheater Пароперегреватель; Перегреватель пара
20 Forced draught (draft) fan Дутьевой вентилятор; Тягодутьевой вентилятор
21 Reheater Промежуточный пароперегреватель
22 Combustion air intake Заборник первичного воздуха; Заборник воздуха в топку
23 Economiser Экономайзер
24 Air preheater Предварительный воздухоподогреватель
25 Precipitator Золоуловитель
26 Induced draught (draft) fan Дымосос; Вытяжной вентилятор
27 Flue-gas stack Дымовая труба
28 Feed pump Питательный насос

Уголь транспортируется (14) из внешней шахты и измельчается в очень мелкий порошок крупными металлическими сферами в мельнице (16).

Там он смешивается с предварительно подогретым воздухом (24), нагнетаемым вентилятором поддува (20).

Горячая воздушно-топливная смесь принудительно, при высоком давлении, попадает в котел, где быстро воспламеняется.

Вода поступает вертикально вверх по трубчатым стенкам котла, где превращается в пар и поступает в барабан котла (17), в котором пар отделяется от оставшейся воды.

Пар проходит через коллектор в крышке барабана в подвесной подогреватель (19), где его давление и температура быстро возрастают до 200 бар и 570°С, достаточных для того, чтобы стенки труб светились тускло-красным цветом.

Затем пар поступает в турбину высокого давления (11), первую из трех в процессе генерации электроэнергии.

Клапан регулировки подачи пара (10) обеспечивает как ручное управление турбиной, так и автоматическое по заданным параметрам.

Пар выпускается из турбины высокого давления как со снижением давления, так температуры, после чего он возвращается на подогрев в промежуточный пароперегреватель (21) котла.

ТЭС - основной тип электростанций в России, доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет 67% на 2000 г.

В промышленно развитых странах этот показатель доходит до 80%.

Тепловая энергия на ТЭС используется для нагрева воды и получения пара - на паротурбинных электростанциях или для получения горячих газов-на газотурбинных.

Для получения тепла органическое топливо сжигают в котлоагрегатах ТЭС.

В качестве топлива используется уголь, торф, природный газ, мазут, горючие сланцы.

1.Котлотурбинные электростанции

1.1. Конденсационные электростанции (КЭС, исторически получили название ГРЭС - государственная районная электростанция)

1.2.Теплоэлектроцентрали (теплофикационные электростанции, ТЭЦ)

2.Газотурбинные электростанции

3.Электростанции на базе парогазовых установок

4.Электростанции на основе поршневых двигателей

5. Комбинированного цикла

Реферат по дисциплине «Введение в направление»

Выполнил студент Михайлов Д.А.

Новосибирский государственный технический университет

Новосибирск, 2008

Введение

Электрическая станция – энергетическая установка, служащая для преобразования природной энергии в электрическую. Тип электрической станции определяется прежде всего видом природной энергии. Наибольшее распространение получили тепловые электрические станции (ТЭС), на которых используется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива (уголь, нефть, газ и др.). На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете. Это обусловлено наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты; возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии; техническим прогрессом на тепловых электростанциях, обеспечивающим сооружение ТЭС большой мощностью; возможностью использования отработавшего тепла рабочего тела и отпуска потребителям, кроме электрической, также и тепловой энергии (с паром или горячей водой) и т.п. Тепловые электрические станции, предназначенные только для производства электроэнергии, называют конденсационными электрическими станциями (КЭС). Электростанции, предназначенные для комбинированной выработки электрической энергии и отпуска пара, а также горячей воды тепловому потребителю имеют паровые турбины с промежуточными отборами пара или с противодавлением. На таких установках теплота отработавшего пара частично или даже полностью используется для теплоснабжения, вследствие чего потери теплоты с охлаждающей водой сокращаются. Однако доля энергии пара, преобразованная в электрическую, при одних и тех же начальных параметрах на установках с теплофикационными турбинами ниже, чем на установках с конденсационными турбинами. Теплоэлектростанции, на которых отработавший пар наряду с выработкой электроэнергии используется для теплоснабжения, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Основные принципы работы ТЭС

На рис.1 представлена типичная тепловая схема конденсационной установки на органическом топливе.

Рис.1 Принципиальная тепловая схема ТЭС

1 – паровой котёл; 2 – турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – подогреватели низкого давления; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – подогреватели высокого давления; 10 – дренажный насос.

Эту схему называют схемой с промежуточным перегревом пара. Как известно из курса термодинамики, тепловая экономичность такой схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров промежуточного перегрева выше, чем в схеме без промежуточного перегрева.

Рассмотрим принципы работы ТЭС. Топливо и окислитель, которым обычно служит подогретый воздух, непрерывно поступают в топку котла (1). В качестве топлива используется уголь, торф, газ, горючие сланцы или мазут. Большинство ТЭС нашей страны используют в качестве топлива угольную пыль. За счёт тепла, образующегося в результате сжигания топлива, вода в паровом котле нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар поступает по паропроводу в паровую турбину (2). Назначение которой превращать тепловую энергию пара в механическую энергию.

Все движущиеся части турбины жёстко связаны с валом и вращаются вместе с ним. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору следующим образом. Пар высокого давления и температуры, имеющий большую внутреннюю энергию, из котла поступает в сопла (каналы) турбины. Струя пара с высокой скоростью, чаще выше звуковой, непрерывно вытекает из сопел и поступает на рабочие лопатки турбины, укрепленные на диске, жёстко связанном с валом. При этом механическая энергия потока пара превращается в механическую энергию ротора турбины, а точнее говоря, в механическую энергию ротора турбогенератора, так как валы турбины и электрического генератора (3) соединены между собой. В электрическом генераторе механическая энергия преобразуется в электрическую энергию.

После паровой турбины водяной пар, имея уже низкое давление и температуру, поступает в конденсатор (4). Здесь пар с помощью охлаждающей воды, прокачиваемой по расположенным внутри конденсатора трубкам, превращается в воду, которая конденсатным насосом (5) через регенеративные подогреватели (6) подаётся в деаэратор (7).

Деаэратор служит для удаления из воды растворённых в ней газов; одновременно в нём, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии в трактах воды и пара.

Деаэрированная вода питательным насосом (8) через подогреватели (9) подаётся в котельную установку. Конденсат греющего пара, образующийся в подогревателях (9), перепускается каскадно в деаэратор, а конденсат греющего пара подогревателей (6) подаётся дренажным насосом (10) в линию, по которой протекает конденсат из конденсатора (4).

Наиболее сложной в техническом плане является организация работы ТЭС на угле. Вместе с тем доля таких электростанций в отечественной энергетике высока (~30%) и планируется её увеличение.

Технологическая схема такой электростанции, работающей на углях, показана на рис.2.

Рис.2 Технологическая схема пылеугольной ТЭС

1 – железнодорожные вагоны; 2 – разгрузочные устройства; 3 – склад; 4 – ленточные транспортёры; 5 – дробильная установка; 6 – бункера сырого угля; 7 – пылеугольные мельницы; 8 – сепаратор; 9 – циклон; 10 – бункер угольной пыли; 11 – питатели; 12 – мельничный вентилятор; 13 – топочная камера котла; 14 – дутьевой вентилятор; 15 – золоуловители; 16 – дымососы; 17 – дымовая труба; 18 – подогреватели низкого давления; 19 – подогреватели высокого давления; 20 – деаэратор; 21 – питательные насосы; 22 – турбина; 23 – конденсатор турбины; 24 – конденсатный насос; 25 – циркуляционные насосы; 26 – приемный колодец; 27 – сбросной колодец; 28 – химический цех; 29 – сетевые подогреватели; 30 – трубопровода; 31 – линия отвода конденсата; 32 – электрическое распределительное устройство; 33 – багерные насосы.

Топливо в железнодорожных вагонах (1) поступает к разгрузочным устройствам (2), откуда с помощью ленточных транспортёров (4) направляется на склад (3), со склада топливо подаётся в дробильную установку (5). Имеется возможность подавать топливо в дробильную установку и непосредственно от разгрузочных устройств. Из дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля (6), а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы (7). Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор (8) и циклон (9) в бункер угольной пыли (10), а оттуда питателями (11) к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором (12) и подаётся в топочную камеру котла (13).

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из неё проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а в воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котёл воздуху. Затем в золоуловителях (15) газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу (17) дымососами (16)выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам (33), которые перекачивают их на золоотвалы.

Воздух, необходимый для горения, подаётся в воздухоподогреватели парового котла дутьевым вентилятором (14). Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Перегретый пар от парового котла (13) поступает к турбине (22).

Конденсат из конденсатора турбины (23) подаётся конденсатными насосами (24) через регенеративные подогреватели низкого давления (18) в деаэратор (20), а оттуда питательными насосами (21) через подогреватели высокого давления (19) в экономайзер котла.

Потери пара и конденсата восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подаётся в линию конденсата за конденсатором турбины.

Охлаждающая вода подаётся в конденсатор из приемного колодца (26) водоснабжения циркуляционными насосами (25). Подогретая вода сбрасывается в сбросной колодец (27) того же источника на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой. Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе (28).

В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего посёлка. К сетевым подогревателям (29) этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии (31). Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам (30).

Выработанная электрическая энергия отводится от электрического генератора к внешним потребителям через повышающие электрические трансформаторы.

Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд (32).

Заключение

В реферате представлены основные принципы работы ТЭС. Рассмотрена тепловая схема электростанции на примере работы конденсационной электрической станции, а так же технологическая схема на примере электростанции работающей на углях. Показаны технологические принципы производства электрической энергии и теплоты.

1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

  1. Топливное хозяйство;
  2. подготовка топлива;
  3. промежуточный пароперегреватель;
  4. часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
  5. часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
  6. электрический генератор;
  7. трансформатор собственных нужд;
  8. трансформатор связи;
  9. главное распределительное устройство;
  10. конденсатный насос;
  11. циркуляционный насос;
  12. источник водоснабжения (например, река);
  13. (ПНД);
  14. водоподготовительная установка (ВПУ);
  15. потребитель тепловой энергии;
  16. насос обратного конденсата;
  17. деаэратор;
  18. питательный насос;
  19. (ПВД);
  20. шлакозолоудаление;
  21. золоотвал;
  22. дымосос (ДС);
  23. дымовая труба;
  24. дутьевой вентилятов (ДВ);
  25. золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

  • топливное хозяйство и система подготовки топлива;
  • котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
  • турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
  • установка водоподготовки и конденсатоочистки;
  • система технического водоснабжения;
  • система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
  • электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

В1879 г., когда Томас Алва Эдисон изобрел лампу накаливания, началась эра электрификации. Для производства больших количеств электроэнергии требовалось дешевое и легкодоступное топливо. Этим требованиям удовлетворял каменный уголь, и первые электростанции (построенные в конце XIX в. самим Эдисоном) работали на угле.

По мере того как в стране строилось все больше и больше станций, зависимость от угля возрастала. Начиная с первой мировой войны примерно половина ежегодного производства электроэнергии в США приходилась на тепловые электростанции, работающие на каменном угле. В 1986 г. общая установленная мощность таких электростанций составила 289000 МВт, и они потребляли 75% всего количества (900 млн. т) добываемого в стране угля. Учитывая существующие неопределенности в отношении перспектив развития ядерной энергетики и роста добычи нефти и природного газа, можно предположить, что к концу века тепловые станции на угольном топливе будут производить до 70% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.

Однако, несмотря на то что уголь долгое время был и еще многие годы будет основным источником получения электроэнергии (в США на его долю приходится около 80% запасов всех видов природных топлив), он никогда не был оптимальным топливом для электростанций. Удельное содержание энергии на единицу веса (т. е. теплотворная способность) у угля ниже, чем у нефти или природного газа. Его труднее транспортировать, и, кроме того, сжигание угля вызывает целый ряд нежелательных экологических последствий, в частности выпадение кислотных дождей. С конца 60-х годов привлекательность тепловых станций на угле резко пошла на убыль в связи с ужесточением требований к загрязнению среды газообразными и твердыми выбросами в виде золы и шлаков. Расходы на решение этих экологических проблем наряду с возрастающей стоимостью строительства таких сложных объектов, какими являются тепловые электростанции, сделали менее благоприятными перспективы их развития с чисто экономической точки зрения.

Однако, если изменить технологическую базу тепловых станций на угольном топливе, их былая привлекательность может возродиться. Некоторые из этих изменений носят эволюционный характер и нацелены главным образом на увеличение мощности существующих установок. Вместе с тем разрабатываются совершенно новые процессы безотходного сжигания угля, т. е. с минимальным ущербом для окружающей среды. Внедрение новых технологических процессов направлено на то, чтобы будущие тепловые электростанции на угольном топливе поддавались эффективному контролю на степень загрязнения ими окружающей среды, обладали гибкостью с точки зрения возможности использования различных видов угля и не требовали больших сроков строительства.

Для того чтобы оценить значение достижений в технологии сжигания угля, рассмотрим кратко работу обычной тепловой электростанции на угольном топливе. Уголь сжигается в топке парового котла, представляющего собой огромную камеру с трубами внутри, в которых вода превращается в пар. Перед подачей в топку уголь измельчается в пыль, за счет чего достигается почти такая же полнота сгорания, как и при сжигании горючих газов. Крупный паровой котел потребляет ежечасно в среднем 500 т пылевидного угля и генерирует 2,9 млн. кг пара, что достаточно для производства 1 млн. квт-ч электрической энергии. За то же время котел выбрасывает в атмосферу около 100000 м3 газов.
Генерированный пар проходит через пароперегреватель, где его темпе¬ратура и давление увеличиваются, и затем поступает в турбину высокого давления. Механическая энергия вращения турбины преобразуется электрогенератором в электрическую энергию. Для того чтобы получить более высокий кпд преобразования энергии, пар из турбины обычно возвращается в котел для вторичного перегрева и затем приводит в движение одну или две турбины низкого давления и только после этого конденсируется путем охлаждения; конденсат возвращается в цикл котла.

Оборудование тепловой электростанции включает механизмы топливоподачи, котлы, турбины, генераторы, а также сложные системы охлаждения, очистки дымовых газов и удаления золы. Все эти основные и вспомогательные системы рассчитываются так, чтобы работать с высокой надежностью в течение 40 или более лет при нагрузках, которые могут меняться от 20% установленной мощности станции до максимальной. Капитальные затраты на оборудование типичной тепловой электростанции мощностью 1000 МВт, как правило, превышают 1 млрд. долл.

Эффективность, с которой тепло, освобожденное при сжигании угля, может быть превращено в электричество, до 1900 г. составляла лишь 5%, но к 1967 г. достигла 40%. Другими словами, за период около 70 лет удельное потребление угля на единицу производимой электрической энергии сократилось в восемь раз. Соответственно происходило и снижение стоимости 1 кВт установленной мощности тепловых электростанций: если в 1920 г. она составляла 350 долл. (в ценах 1967 г.), то в 1967 г. снизилась до 130 долл. Цена отпускаемой электроэнергии также упала за тот же период с 25 центов до 2 центов за 1 кВт-чае.

Однако начиная с 60-х годов темпы прогресса стали падать. Эта тенденция, по-видимому, объясняется тем, что традиционные тепловые электростанции достигли предела своего совершенства, определяемого законами термодинамики и свойствами материалов, из которых изготавливаются котлы и турбины. С начала 70-х годов эти технические факторы усугубились новыми экономическими и организационными причинами. В частности, резко возросли капитальные затраты, темпы роста спроса на электроэнергию замедлились, ужесточились требования к защите окружающей среды от вредных выбросов и удлинились сроки реализации проектов строительства электростанций. В результате стоимость производства электроэнергии из угля, имевшая многолетнюю тенденцию к снижению, резко возросла. Действительно, 1 кВт электроэнергии, производимой новыми тепловыми электростанциями, стоит теперь больше, чем в 1920 г. (в сопоставимых ценах).

В последние 20 лет на стоимость тепловых электростанций на угольном топливе наибольшее влияние оказывали ужесточившиеся требования к удалению газообразных,
жидких и твердых отходов. На системы газоочистки и золоудаления современных тепловых электростанций теперь приходится 40% капитальных затрат и 35% эксплуатационных расходов. С технической и экономической точек зрения наиболее значительным элементом системы контроля выбросов является установка для де-сульфуризации дымовых газов, часто называемая системой мокрого (скрубберного) пылеулавливания. Мокрый пылеуловитель (скруббер) задерживает окислы серы, являющиеся основным загрязняющим веществом, образующимся при сгорании угля.

Идея мокрого пылеулавливания проста, но на практике оказывается трудно осуществимой и дорогостоящей. Щелочное вещество, обычно известь или известняк, смешивается с водой, и раствор распыляется в потоке дымовых газов. Содержащиеся в дымовых газах окислы серы абсорбируются частицами щелочи и выпадают из раствора в виде инертного сульфита или сульфата кальция (гипса). Гипс может быть легко удален или, если он достаточно чист, может найти сбыт как строительный материал. В более сложных и дорогих скрубберных системах гипсовый осадок может превращаться в серную кислоту или элементарную серу - более ценные химические продукты. С 1978 г. установка скрубберов является обязательной на всех строящихся тепловых электростанциях на пылеугольном топливе. В результате этого в энерге¬тической промышленности США сейчас больше скрубберных установок, чем во всем остальном мире.
Стоимость скрубберной системы на новых станциях обычно составляет 150-200 долл. на 1 кВт установленной мощности. Установка скрубберов на действующих станциях, первоначально спроектированных без мокрой газоочистки, обходится на 10-40% дороже, чем на новых станциях. Эксплуатационные расходы на скрубберы довольно высоки независимо от того, установлены они на старых или новых станциях. В скрубберах образуется огромное количество гипсового шлама, который необходимо выдерживать в отстойных прудах или удалять в отвалы, что создает новую экологическую проблему. Например, тепловая электростанция мощностью 1000 МВт, работающая на каменном угле, содержащем 3% серы, производит в год столько шлама, что им можно покрыть площадь в 1 км2 слоем толщиной около 1 м.
Кроме того, системы мокрой газоочистки потребляют много воды (на станции мощностью 1000 МВт расход воды составляет около 3800 л/мин), а их оборудование и трубопроводы часто подвержены засорению и коррозии. Эти факторы увеличивают эксплуатационные расходы и снижают общую надежность систем. Наконец, в скрубберных системах расходуется от 3 до 8% вырабатываемой станцией энергии на привод насосов и дымососов и на подогрев дымовых газов после газоочистки, что необходимо для предотвращения конденсации и коррозии в дымовых трубах.
Широкое распространение скрубберов в американской энергетике не было ни простым, ни дешевым. Первые скрубберные установки были значительно менее надежными, чем остальное оборудование станций, поэтому компоненты скрубберных систем проектировались с большим запасом прочности и надежности. Некоторые из трудностей, связанные с установкой и эксплуатацией скрубберов, могут быть объяснены тем фак том, что промышленное применение технологии скрубберной очистки было начато преждевременно. Только теперь, после 25-летнего опыта, надежность скрубберных систем достигла приемлемого уровня.
 Стоимость тепловых станций на угольном топливе возросла не только из-за обязательного наличия систем контроля выбросов, но также и потому, что стоимость строительства сама по себе резко подскочила вверх. Даже с учетом инфляции удельная стоимость установленной мощности тепловых станций на угольном топливе сейчас в три раза выше, чем в 1970 г. За прошедшие 15 лет «эффект масштаба», т. е. выгода от строительства крупных электростанций, был сведен на нет значительным удорожанием строительства. Частично это удорожание отражает высокую стоимость финансирования долгосрочных объектов капитального строительства.

Какое влияние имеет задержка реализации проекта, можно видеть на примере японских энергетических компаний. Японские фирмы обычно более расторопны, чем их американские коллеги, в решении организационно-технических и финансовых проблем, которые часто задерживают ввод в эксплуатацию крупных строительных объектов. В Японии электростанция может быть построена и пущена в действие за 30-40 месяцев, тогда как в США для станции такой же мощности обычно требуется 50-60 месяцев. При таких больших сроках реализации проектов стоимость новой строящейся станции (и, следовательно, стоимость замороженного капитала) оказывается сравнимой с основным капиталом многих энергетических компаний США.

Поэтому энергетические компании ищут пути снижения стоимости строительства новых электрогенерирующих установок, в частности применяя модульные установки меньшей мощности, которые можно быстро транспортировать и устанавливать на существующей станции для удовлетворения растущей потребности. Такие установки могут быть пущены в эксплуатацию в более короткие сроки и поэтому окупаются быстрее, даже если коэффициент окупаемости капиталовложений остается постоянным. Установка новых модулей только в тех случаях, когда требуется увеличение мощности системы, может дать чистую экономию до 200 долл. на 1 кВт, несмотря на то что при применении маломощных установок теряются выгоды от «эффекта масштаба».
  В качестве альтернативы строительству новых электрогенерирующих объектов энергетические компании также практиковали реконструкцию действующих старых электростанций для улучшения их рабочих характеристик и продления срока службы. Эта стратегия, естественно, требует меньших капитальных затрат, чем строительство новых станций. Такая тенденция оправдывает себя и потому, что электростанции, построенные около 30 лет назад, еще не устарели морально. В некоторых случаях они работают даже с более высоким кпд, так как не оснащены скрубберами. Старые электростанции приобретают все больший удельный вес в энергетике страны. В 1970 г. только 20 электрогенерирующих объектов в США имели возраст более 30 лет. К концу века 30 лет будет средним воз¬растом тепловых электростанций на угольном топливе.

Энергетические компании также ищут пути снижения эксплуатационных расходов на станциях. Для предотвращения потерь энергии необходимо обеспечить своевременное предупреждение об ухудшении рабочих характеристик наиболее важных участков объекта. Поэтому непрерывное наблюдение за состоянием узлов и систем становится важной составной частью эксплуатационной службы. Такой непрерывный контроль естественных процессов износа, коррозии и эрозии позволяет операторам станции принять своевременные меры и предупредить аварийный выход из строя энергетических установок. Значимость таких мер может быть правильно оценена, если учесть, например, что вынужденный простой станции на угольном топливе мощностью 1000 МВт может принести энергетической компании убытки в 1 млн. долл. в день, главным образом потому, что невыработанная энергия должна быть компенсирована путем энергоснабжения из более дорогих источников.

Рост удельных расходов на транспортировку и обработку угля и на шлакоудаление сделал важным фактором и качество угля (определяемое содержанием влаги, серы и других минералов), определяющее рабочие характеристики и экономику тепловых электростанций. Хотя низкосортный уголь может стоить дешевле высокосортного, его расход на производство того же количества электрической энергии значительно больше. Затраты на перевозку большего объема низкосортного угля могут перекрыть выгоду, обусловленную его более низкой ценой. Кроме того, низкосортный уголь дает обычно больше отходов, чем высокосортный, и, следовательно, необходимы большие затраты на шлакоудаление. Наконец, состав низкосортных углей подвержен большим колебаниям, что затрудняет «настройку» топливной системы станции на работу с максимально возможным кпд; в этом случае система должна быть отрегулирована так, чтобы она могла работать на угле наихудшего ожидаемого качества.
  На действующих электростанциях качество угля может быть улучшено или по крайней мере стабилизировано путем удаления перед сжиганием некоторых примесей, например серосодержащих минералов. В очистных установках измельченный «грязный» уголь отделяется от примесей многими способами, использующими различия в удельном весе или других физических характеристиках угля и примесей.

Несмотря на указанные мероприятия по улучшению рабочих характеристик действующих тепловых электростанций на угольном топливе, в США к концу столетия нужно будет ввести в строй дополнительно 150000 МВт энергетических мощностей, если спрос на электроэнергию будет расти с ожидаемым темпом 2,3% в год. Для сохранения конкурентоспособности угля на постоянно расширяющемся энергетическом рынке энергетическим компаниям придется принять на вооружение новые прогрессивные способы сжигания угля, которые являются более эффективными, чем традиционные, в трех ключевых аспектах: меньшее загрязнение окружающей среды, сокращение сроков строительства электростанций и улучшение их рабочих и эксплуатационных характеристик.

  СЖИГАНИЕ УГЛЯ В ПСЕВДООЖИЖЕННОМ СЛОЕ уменьшает потребность во вспомогательных установках по очистке выбросов электростанции.
  Псевдоожиженныи слой смеси угля и известняка создается в топке котла воздушным потоком, в котором твердые частицы перемешиваются и находятся во взвешенном состоянии, т. е. ведут себя так же, как в кипящей жидкости.
  Турбулентное перемешивание обеспечивает полноту сгорания угля; при этом частицы известняка реагируют с окислами серы и улавливают около 90% этих окислов. Поскольку нагревательные грубы котла непосредственно касаются кипящего слоя топлива, генерация пара происходит с большей эффективностью, чем в обычных паровых котлах, работающих на измельченном угле.
  Кроме того, температура горящего угля в кипящем слое ниже, что предотвращает плавление котельного шлака и уменьшает образование окислов азота. 		  ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЯ может быть осуществлена нагреванием смеси угля и воды в атмосфере кислорода. Продуктом процесса является газ, состоящий в основном из окиси углерода и водорода. После того как газ будет охлажден, очищен от твердых частиц и освобожден от серы, его мож- но использовать как топливо для газовых турбин, а затем для производства водяного пара для паровой турбины (комбинированный цикл).
  Станция с комбинированным циклом выбрасывает в атмосферу меньше загрязняющих веществ, чем обычная тепловая станция на угле.

В настоящее время разрабатывается более десятка способов сжигания угля с повышенным кпд и меньшим ущербом для окружающей среды. Наиболее перспективными среди них являются сжигание в псевдоожиженном слое и газификация угля. Сжигание по первому способу производится в топке парового котла, которая устроена так, что измельченный уголь в смеси с частицами известняка поддерживается над решеткой топки во взвешенном («псевдо-ожиженном») состоянии мощным восходящим потоком воздуха. Взвешенные частицы ведут себя в сущности так же, как и в кипящей жидкости, т. е. находятся в турбулентном движении, что обеспечивает высокую эффективность процесса горения. Водяные трубы такого котла находятся в непосредственном контакте с «кипящим слоем» горящего топлива, в результате чего большая доля тепла передается теплопроводностью, что значительно более эффективно, чем радиационный и конвективный перенос тепла в обычном паровом котле.

Котел с топкой, где уголь сжигается в псевдоожиженном слое, имеет большую площадь теплопередающих поверхностей труб, чем обычный котел, работающий на измельченном в пыль угле, что позволяет снизить температуру в топке и тем самым уменьшить образование окислов азота. (Если температура в обычном котле может быть выше 1650 °С, то в котле с сжиганием в псевдоожиженном слое она находится в пределах 780-870 °С.) Более того, известняк, примешанный к углю, связывает 90 или более процентов серы, освободившейся из угля при горении, так как более низкая рабочая температура способствует прохождению реакции между серой и известняком с образованием сульфита или сульфата кальция. Таким образом вредные для окружающей среды вещества, образующиеся при сжигании угля, нейтрализуются на месте образования, т. е. в топке.
  Кроме того, котел с сжиганием в псевдоожиженном слое по своему устройству и принципу работы менее чувствителен к колебаниям качества угля. В топке обычного котла, работающего на пылевидном угле, образуется огромное количество расплавленного шлака, который часто забивает теплопередающие поверхности и тем самым снижает кпд и надежность котла. В котле с сжиганием в псевдоожиженном слое уголь сгорает при температуре ниже точки плавления шлака и поэтому проблема засорения поверхностей нагрева шлаком даже не возникает. Такие котлы могут работать на угле более низкого качества, что в некоторых случаях позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы.
  Способ сжигания в псевдоожиженном слое легко реализуется в котлах модульной конструкции с небольшой паропроизводительностью. По некоторым оценкам капиталовложения на тепловую электростанцию с компактными котлами, работающими по принципу псевдоожиженного слоя, могут быть на 10-20% ниже капиталовложений на тепловую станцию традиционного типа такой же мощности. Экономия достигается за счет сокращения времени строительства. Кроме того, мощность такой станции можно легко нарастить при увеличении электрической нагрузки, что важно для тех случаев, когда ее рост в будущем заранее неизвестен. Упрощается и проблема планирования, так как такие компактные установки можно быстро смонтировать, как только возникнет необходимость увеличения выработки электроэнергии.
  Котлы со сжиганием в псевдоожиженном слое могут также включаться в схему существующих электростанций, когда необходимо быстро увеличить генерируемую мощность. Например, энергетическая компания Northern States Power переделала один из пылеугольных котлов на станции в шт. Миннесота в котел с псевдоожиженным слоем. Переделка осуществлялась с целью увеличения мощности электростанции на 40%, снижения требований к качеству топива (котел может работать даже на местных отходах), более тщательной очистки выбросов и удлинения срока службы станции до 40 лет.
  За прошедшие 15 лет масштабы применения технологии, используемой на тепловых электростанциях, оснащенных исключительно котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое, расширились от мелких экспериментальных и полупромышленных установок до крупных «демонстрационных» станций. Такая станция с общей мощностью 160 МВт строится совместно компаниями Tennessee Valley Authority, Duke Power и Commonwealth of Kentucky; фирма Colorado-Ute Electric Association, Inc. пустила в эксплуатацию электрогенерирующую установку мощностью 110 МВт с котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое. В случае успеха этих двух проектов, а также проекта компании Northern States Power, совместного предприятия частного сектора с общим капиталом около 400 млн. долл., экономический риск, связанный с применением котлов со сжиганием в псевдоожиженном слое в энергетической промышленности будет значительно уменьшен.
Другим способом, который, правда, уже существовал в более простом виде еще в середине XIX в., является газификация каменного угля с получением «чисто горящего» газа. Такой газ пригоден для освещения и отопления и широко использовался в США до второй мировой войны, пока не был вытеснен природным газом.
Первоначально газификация угля привлекла внимание энергетических компаний, которые надеялись с помощью этого способа получить сгорающее без отходов топливо и за счет этого избавиться от скрубберной очистки. Теперь стало очевидно, что газификация угля имеет и более важное преимущество: горячие продукты сгорания генераторного газа можно непосредственно использовать для привода газовых турбин. В свою очередь отработанное тепло продуктов сгорания после газовой турбины может быть утилизировано с целью получения пара для привода паровой турбины. Такое совместное использование газовых и паровых турбин, называемое комбинированным циклом, является ныне одним из самых эффективных способов производства электрической энергии.
Газ, полученный газификацией каменного угля и освобожденный от серы и твердых частиц, является прекрасным топливом для газовых турбин и, как и природный газ, сгорает почти без отходов. Высокий кпд комбинированного цикла компенсирует неизбежные потери, связанные с превращением угля в газ. Более того, станция с комбинированным циклом потребляет значительно меньше воды, так как две трети мощности развивает газовая турбина, которая не нуждается в воде в отличие от паровой турбины.
Жизнеспособность электрических станций с комбинированным циклом, работающих на принципе газификации угля, была доказана опытом эксплуатации станции "Cool Water" фир¬мы Southern California Edison. Эта станция мощностью около 100 МВт была введена в эксплуатацию в мае 1984 г. Она может работать на разных сортах угля. Выбросы станции по чистоте не отличаются от выбросов соседней станции, работающей на природном газе. Содержание окислов серы в уходящих газах поддерживается на уровне значительно ниже установленной нормы с помощью вспомогательной системы улавливания серы, которая удаляет почти всю серу, содержащуюся в исходном топливе, и производит чистую серу, используемую в промышленных целях. Образование окислов азота предотвращается добавкой к газу воды перед сжиганием, что снижает температуру горения газа. Более того, остающийся в газогенераторе остаток несгоревшего угля подвергается переплавке и превращается в инертный стекловидный материал, который после охлаждения отвечает требованиям, предъявляемым в штате Калифорния к твердым отходам.
Помимо более высокого кпд и меньшего загрязнения окружающей среды станции с комбинированным циклом имеют еще одно преимущество: они могут сооружаться в несколько очередей, так что установленная мощность наращивается блоками. Такая гибкость строительства уменьшает риск чрезмерных или, наоборот, недостаточных капиталовложений, связанный с неопределенностью роста спроса на электроэнергию. Например, первая очередь установленной мощности может работать на газовых турбинах, а в качестве топлива использовать не уголь, а нефть или природный газ, если текущие цены на эти продукты низки. Затем, по мере роста спроса на электроэнергию, дополнительно вводятся в строй котел-утилизатор и паровая турбина, что увеличит не только мощность, но и кпд станции. Впоследствии, когда спрос на электроэнергию вновь увеличится, на станции можно будет построить установку для газификации угля.
Роль тепловых электростанций на угольном топливе является ключевой темой, когда речь идет о сохранности природных ресурсов, защите окружающей среды и путях развития экономики. Эти аспекты рассматриваемой проблемы не обязательно являются конфликтующими. Опыт применения новых технологических процессов сжигания угля показывает, что они могут успешно и одновременно решать проблемы и охраны окружающей среды, и снижения стоимости электроэнергии. Этот принцип был учтен в совместном американо-канадском докладе о кислотных дождях, опубликованном в прошлом году. Руководствуясь содержащимися в докладе предложениями, конгресс США в настоящее время рассматривает возможность учреждения генеральной национальной инициативы по демонстрации и применению «чистых» процессов сжигания угля. Эта инициатива, которая объединит частный капитал с федеральными капиталовложениями, нацелена на широкое промышленное применение в 90-е годы новых процессов сжигания угля, включая котлы с сжиганием топлива в кипящем слое и газогенераторы. Однако даже при широком применении новых процессов сжигания угля в ближайшем будущем растущий спрос на электроэнергию не сможет быть удовлетворен без целого комплекса согласованных мероприятий по консервации электроэнергии, регулированию ее потребления и повышению производительности существующих тепловых электростанций, работающих на традиционных принципах. Постоянно стоящие на повестке дня экономические и экологические проблемы, вероятно, приведут к появлению совершенно новых технологических разработок, принципиально отличающихся от тех, что были здесь описаны. В перспективе тепловые электростанции на угольном топливе могут превратиться в комплексные предприятия по переработке природных ресурсов. Такие предприятия будут перерабатывать местные виды топлива и другие природные ресурсы и производить электроэнергию, тепло и различные продукты с учетом потребностей местной экономики. Кроме котлов с сжиганием в кипящем слое и установок для газификации угля такие предприятия будут оснащены электронными системами технической диагностики и автоматизированными системами управления и, кроме того, полезно использовать большинство побочных продуктов сжигания угля.

Таким образом, возможности улучшения экономических и экологических факторов производства электроэнергии на базе каменного угля очень широкие. Своевременное использование этих возможностей зависит, однако, от того, сможет ли правительство проводить сбалансированную политику в отношении производства энергии и защиты окружающей среды, которая создала бы необходимые стимулы для электроэнергетической промышленности. Необходимо принять меры к тому, чтобы новые процессы сжигания угля развивались и внедрялись рационально, при сотрудничестве с энергетическими компаниями, а не так, как это было с внедрением скрубберной газоочистки. Все это можно обеспечить, если свести к минимуму затраты и риск путем хорошо продуманного проектирования, испытания и усовершенствования небольших опытных экспериментальных установок с последующим широким промышленным внедрением разрабатываемых систем.

Теплофикационные станции (ТЭС). Назначение. Виды

ТЭС, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные (ТПЭС), на которых тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора (обычно синхронного генератора). В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы.

ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями. На ГРЭС вырабатывается около электроэнергии, производимой на ТЭС. ТПЭС, оснащенные теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называемым теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); ими вырабатывается около электроэнергии, производимой на ТЭС.

ТЭС с приводом электрогенератора от газовой турбины называются газотурбинными электростанциями (ГТЭС). В камере сгорания ГТЭС сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с температурой 750-900 С поступают в газовую турбину, вращающую электрогенератор. Кпд таких ТЭС обычно составляет 26-28%, мощность - до нескольких сотен Мвт. ГТЭС обычно применяются для покрытия пиков электрической нагрузки.

ТЭС с парогазотурбинной установкой, состоящей из паротурбинного и газотурбинного агрегатов, называется парогазовой электростанцией (ПГЭС). кпд которой может достигать 42 - 43%. ГТЭС и ПГЭС также могут отпускать тепло внешним потребителям, то есть работать как ТЭЦ.

Тепловые электростанции используют широко распространенные топливные ресурсы, относительно свободно размещаются и способны вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний. Их строительство ведется быстро и связано с меньшими затратами труда и материальных средств. Но у ТЭС есть существенные недостатки. Они используют невозобновимые ресурсы, обладают низким КПД (30-35%), оказывают крайне негативное влияние на экологическую обстановку. ТЭС сего мира ежегодно выбрасывают в атмосферу 200-250 млн. т золы и около 60 млн. т ернистого ангидрида, а также поглощают огромное количество кислорода. Установлено, что уголь в микродозах почти всегда содержит U238, Th232 и радиоактивный изотоп углерода. Большинство ТЭС России не оснащены эффективными системами очистки уходящих газов от оксидов серы и азота. Хотя установки, работающие на природном газе экологически существенно чище угольных, сланцевых и мазутных, вред природе наносит прокладка газопроводов (особенно в северных районах).

Первостепенную роль среди тепловых установок играют конденсационные электростанции (КЭС). Они тяготеют и к источникам топлива, и к потребителям, и поэтому очень широко распространены.

Чем крупнее КЭС, тем дальше она может передавать электроэнергию, т.е. по мере увеличения мощности возрастает влияние топливно-энергетического фактора. Ориентация на топливные базы происходит при наличии ресурсов дешевого и нетранспортабельного топлива (бурые угли Канско-Ачинского бассейна) или в случае использования электростанциями торфа, сланцев и мазута (такие КЭС обычно связаны с центрами нефтепереработки).

ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) представляют собой установки по комбинированному производству электроэнергии и теплоты. Их КПД доходит до 70% против 30-35% на КЭС. ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет 15-20 км. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

В последнее время появились принципиально новые установки:

  • газотурбинные (ГТ) установки, в которых вместо паровых применяются газовые турбины, что снимает проблему водоснабжения (на Краснодарской и Шатурской ГРЭС);
  • парогазотурбинные (ПГУ), где тепло отработавших газов используется для подогрева воды и получения пара низкого давления (на Невинномысской и Кармановской ГРЭС);
  • магнитогидродинамические генераторы (МГД-генераторы), которые преобразуют тепло непосредственно в электрическую энергию (на ТЭЦ-21 Мосэнерго и Рязанской ГРЭС).

В России мощные (2 млн. кВт и более) построены в Центральном районе, в Поволжье, на Урале и в Восточной Сибири.

На базе Канско-Ачинского бассейна создается мощный топливно-энергетический комплекс (КАТЭК). В проекте предусмотрено строительство восьми ГРЭС мощностью по 6,4 млн. кВт. В 1989 г. был введен в строй первый агрегат Березовской ГРЭС-1 (0,8 млн. кВт).