Основними тепловими агрегатами теплових електричних станцій (ТЕС) є паровий котел та парова турбіна.

Паровий котел являє собою системи поверхонь нагріву для вироблення з води пари. Хімічно підготовлену знесолену воду, що безперервно надходить до парового котла, називають живильною. В котлі живильна вода спочатку підігрівається до температури насичення і випаровується, а потім насичена пара перегрівається до необхідної температури.

Потрібна для цього процесу теплота виділяється при спалюванні палива, що подається у топку котла разом з необхідним для горіння повітрям. При спалюванні палива утворюються продукти згоряння – теплоносій, який на поверхнях нагріву віддає теплоту воді, парі та повітрю, що використовується при горінні. Після поверхонь нагріву продукти згоряння з відносно низькою температурою видаляються через димову трубу в атмосферу. На електростанціях великої потужності димові труби виконують заввишки 200–300 м і більше з метою зменшення місцевих концентрацій забруднюючих речовин у повітрі. При спалюванні палива залишаються зола та шлаки, що також видаляються з котлоагрегату.

Розширюючись у напрямних і робочих лопатках турбіни, пара віддає свою внутрішню теплову енергію, перетворюючи її в кінетичну енергію обертання ротора. З ротором зв'язаний генератор, в якому механічна енергія перетворюється в електричну.

На сучасних конденсаційних електростанціях (КЕС) з агрегатами потужністю більше 200 МВт застосовують проміжне перегрівання пари. Зазвичай використовують одноступінчасте проміжне перегрівання, а в установках дуже великої потужності застосовується подвійне проміжне перегрівання, при якому пара з проміжних ступенів турбіни двічі повертається до котла. Проміжне перегрівання пари збільшує коефіцієнт корисної дії турбіни і зменшує питому витрату пари на вироблення електроенергії. Також воно знижує вологість пари на ступенях низького тиску турбіни, що зменшує ерозію її лопаток.

Пройшовши через проточну частину турбіни, спрацьована пара прямує до конденсатора. В ньому вона охолоджується, віддаючи залишки теплоти циркулюючій по трубках конденсатора воді з природного (озеро, річка) чи штучного (градирня) джерела, і конденсується. Отриманий конденсат знов повертається до котла.

У термодинамічному відношенні найбільша кількість тепла від спаленого палива (близько 50 %) витрачається на процес переходу води з рідкого стану у газоподібний, тобто на процес кипіння. Через те, що процес конденсації пари є зворотним кипінню, втрати тепла в конденсаторі турбіни є найбільш значними і визначальними для економічної ефективності виробництва. На найбільш сучасних потужних конденсаційних енергоблоках питома витрата умовного палива на відпущену 1 кВт·год електроенергії становить 315–350 г.

На відміну від КЕС на теплоелектроцентралі (ТЕЦ) є додаткове обладнання (теплообмінники) для виробництва теплової енергії. У проточній частині турбіни (у зоні відносно низьких тисків: 1,0–2,0 кг/см²) є регульований відбір частково відпрацьованої пари. Із цього відбору значна частина пари направляється у теплообмінник для нагрівання мережної води. Чим вище теплове навантаження, тим більша кількість пари направляється в цей опалювальний відбір для нагрівання мережної води з системи централізованого теплопостачання. Через те, що процес конденсації пари відбувається в теплообміннику з мережною водою, кількість пари, що прямує в «хвостову» частину турбіни і далі в конденсатор, пропорційно зменшується. Тому, незважаючи на деяке зниження вироблення електроенергії через відбір пари з проточної частини турбіни, внаслідок зменшення втрат тепла в конденсаторі турбіни техніко-економічні показники електростанції істотно поліпшуються.

Так, питома витрата умовного палива на відпуск 1 кВт·год електроенергії для енергоблоку № 3 Харківської ТЕЦ-5 становить 215 г (при номінальному тепловому і електричному навантаженні), питома витрата умовного палива на відпуск 1 Гкал теплової енергії становить 140 кг. Для порівняння: питома витрата умовного палива на відпуск 1 Гкал тепла у водогрійних котлах становить 157–165 кг.

З конденсатора конденсат перекачується конденсатним насосом через підігрівачі низького тиску в деаератор, де знов нагрівається до кипіння. При цьому відбувається звільнення води від кисню та вуглекислоти, що спричиняють корозію устаткування. З деаератора вода бустерними насосами (на блоках малої потужності не використовуються) подається до живильних насосів і через підігрівачі високого тиску надходить до парового котла. Підігрівання конденсату в підігрівачах низького тиску та живильної води в підігрівачах високого тиску здійснюється парою, частково спрацьованою у турбіні – так званий регенеративний підігрів. Останній також підвищує ККД паротурбінної установки, зменшуючи втрати теплоти у конденсаторі.

Отже, на КЕС паровий котел живиться конденсатом вироблюваної ним пари. Частина конденсату при цьому втрачається. На ТЕЦ частина пари може також відводиться на технологічні потреби промислових підприємств або використовуватися для побутових споживачів. На КЕС втрати становлять незначну частку загальних витрат пари – до 1 %. Для їх поповнення потрібне додавання попередньо обробленої хімводоочищеням води. На ТЕЦ ця добавка може сягати 30–50 %, а подекуди й більше. Окрім цього, на ТЕЦ необхідна велика кількість (сотні тонн на годину) підживлювальної води для відшкодування втрат у теплових мережах.

До числа пристроїв та механізмів, що забезпечують роботу парового котла, входять:

• паливоприготовні пристрої, що виконують подачу палива потрібної якості й кількості;
• дуттьові вентилятори, які подають повітря для горіння;
• димососи, призначені для відведення продуктів згоряння через димову трубу в атмосферу;
• димососи рециркуляції димових газів, що повертають частину димових газів зворотно в цикл для регулювання температури перегрітої пари та зниження викидів окислів азоту;
• регенеративні повітропідігрівачі, які дозволяють підняти температуру повітря, що подається в топку, за рахунок відбору тепла у вихідних димових газів.

Паровий котел і комплекс вказаного обладнання разом складають котельну установку.

Для технологічних потреб хімцеху, електроцеху та ремонтних підрозділів на ТЕС є потужна компресорна. Оскільки охолодження генераторів здійснюється з використанням водню, в технологічний ланцюг ТЕС включено електролізну. На ТЕС є власне маслогосподарство, де зберігається чисте і відпрацьоване турбінне та трансформаторне масло, а також виконується грубе очищення масла від механічних домішок та вологи.

Принципова технологічна схема виробництва енергії

На Харківській ТЕЦ-5 основне нагрівання мережної води з системи централізованого теплопостачання здійснюється на теплофікаційних енергоблоках в підігрівачах мережної води горизонтального типу (ПМГ). Покриття піків теплового навантаження при необхідності збільшення температури подавальної мережної води вище 105°С здійснюється шляхом її додаткового нагрівання в пікових водогрійних котлах.

На кожному енергоблоці встановлено по два ПМГ – верхній (ПМГ-2) і нижній (ПМГ-1), які живляться, відповідно, від верхнього та нижнього відборів пари з проточної частини турбіни.

Відбір пари з турбіни здійснюється з регульованих відборів (на енергоблоках №№ 1, 2 – це VI і VII відбори, на енергоблоці № 3 – VII і VIII відбори), розташованих в циліндрах середнього тиску (ЦСТ) турбін (на енергоблоці № 3 – в ЦСТ II). Для регулювання тиску пари в цих відборах за ними, тобто на вході пари в циліндр низького тиску (ЦНТ), встановлена поворотну діафрагму.

Мережна вода зі зворотної магістралі насосами мережної води першого підйому (МЕН I ст.) подається в головний корпус на теплофікаційну установку (ПМГ) енергоблоків. Після ПМГ нагріта до заданої температури вода подається з головного корпуса до мережних насосів другого підйому (МЕН II ст.), які перекачують її із заданим диспетчером теплових мереж тиском або безпосередньо в «подавальний» магістральний трубопровід теплових мереж, або через пікові водогрійні котли.

Пара з котла надходить у турбіну, де він розширюється, спрацьовуючи свою внутрішню енергію (тиск і температуру) на робочих лопатках ЦВТ і ЦСТ турбіни. Після часткового розширення, частина пари з ЦСТ відводиться в ПМГ-2, де, конденсуючись, передає свою теплоту циркулюючої по трубках ПМГ-2 мережній воді. Інший потік пари, розширюючись ще на одній ступені ЦСТ турбіни, надходить у зону відбору пари до ПМГ-1.

Пара на ПМГ-1 відбирається після ЦСТ перед її входом в ЦНТ. Відібрана частина пари, конденсуючись на трубках ПМГ-1, підігріває мережну воду. Інший об'єм пари, проходячи через паропропускні вікна поворотної діафрагми (ПД), направляється в ЦНТ, де, розширюючись на лопатках турбіни, віддає свою енергію для обертання ротора турбіни. Відпрацьована пара після ЦНТ направляється в конденсатор турбоустановки, де вона конденсується. Конденсатор турбіни працює при глибокому вакуумі (-0,92 ÷ -0,98 атм.), для якого температура пари становить лише 35–40 °С.

Для збільшення теплового навантаження ПД прикривається. При цьому її паропропускні вікна частково перекриваються, що зменшує пропуск пари в ЦНТ турбіни і збільшує витрату пари через «нижній» та «верхній» теплофікаційні відбори до ПМГ-1 і ПМГ-2. Таким чином, тиск пари в опалювальних відборах росте, отже, росте й температура конденсації пари, внаслідок чого температура мережної води на виході з теплофікаційної установки збільшується.

При максимальному тепловому навантаженні (для блоків №№ 1,2 – 175 Гкал/год, для блоку №3 – 350 Гкал/год) ПД закривається до упору, майже повністю перекриваючи паропропускні вікна й тим самим, максимально перекриваючи доступ пари в ЦНТ турбіни і направляючи її до ПМГ-1, ПМГ-2.

Через відключення ЦНТ електрична потужність турбіни знижується, і для її відновлення потрібне збільшення паропродуктивності котла шляхом збільшення подачі палива. При збільшенні паропродуктивності котла тиск пари в опалювальних відборах росте. Тому для втримання температури мережної води на заданому значенні ПД знову відкривається, і частина пари пропускається в ЦНТ. Тиск пари в опалювальних відборах зменшується до заданої величини, електрична потужність, що виробляється турбогенератором, відновлюється.

При необхідності зменшення теплового навантаження вищевказані дії виконуються у зворотному порядку.

Всі операції по зміні теплового й електричного навантаження на ТЕЦ автоматизовані. Оператор енергоблоку лише задає необхідний режим роботи обладнання за допомогою приладів і надалі стежить за роботою автоматики, яка сама за допомогою електронно-гідравлічних систем виконує задану команду. Оператор втручається в роботу автоматики лише при явних збоях або для корегування заданих параметрів.