2 
 
Перечень материалов 
Курс лекций по учебной дисциплине, тематика практических занятий и курсо-
вого проектирования, тематика лабораторных работ, вопросы к экзамену, ос-
новные положения учебной программы, учебно-методические, справочные и 
нормативные материалы 
Пояснительная записка 
Цели ЭУМК: повышение эффективности и качества образовательных услуг за 
счет обеспечения студентов комплектом учебных и учебно-методических мате-
риалов, позволяющим самостоятельно изучать дисциплину «Режимы работы и 
эксплуатация ТЭС», что особенно важно для студентов заочной формы получе-
ния образования. ЭУМК также может быть использован преподавателями 
сходных дисциплин для подготовки к лекционным и практическим занятиям, 
организации курсового проектирования. 
Особенности структурирования и подачи учебного материала: ЭУМК вклю-
чает следующие разделы: теоретический (курс лекций по учебной дисциплине), 
практический (тематика практических занятий и курсового проектирования, 
тематика лабораторных работ), контроля знаний (вопросы к экзамену) и вспо-
могательный (основные положения учебной программы по дисциплине, реко-
мендуемые учебно-методические, справочные и нормативные материалы. 
Рекомендации по организации работы с УМК: рекомендуется последовательно 
изучать материалы теоретического раздела с последующим закреплением по-
лученных знаний в ходе решения задач на практических занятиях, а затем пере-
ходить к разработке курсового проекта. Для помощи в решении задач и работе 
над курсовым проектом по дисциплине рекомендуется пользоваться методиче-
скими пособиями, разработанными автором и указанными в практическом раз-
деле ЭУМК. Данные методические пособия размещены в репозитории БНТУ. 
 
 3 
СОДЕРЖАНИЕ 
 
ВВЕДЕНИЕ ....................................................................................................................................... 4 
КУРС ЛЕКЦИЙ ................................................................................................................................ 5 
1. ЭНЕРГЕТИКА БЕЛАРУСИ: СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВА 
РАЗВИТИЯ ..................................................................................................................................... 5 
2. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ТЭС В СОВРЕМЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ ................... 7 
2.1. Графики электрических нагрузок и их покрытие ..................................................... 7 
генерирующими источниками .............................................................................................. 7 
2.2. Манёвренные характеристики оборудования ТЭС ................................................. 12 
2.3. Прохождение пиков электрической нагрузки энергосистемы .............................. 20 
2.4. Прохождение провалов электрической нагрузки энергосистемы ........................ 24 
2.5. Регулирование суточного графика электропотребления Белорусской 
энергосистемы в настоящее время и на перспективу .................................................... 29 
3. ХАРАКТЕРИСТИКИ И ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕМЕННЫХ  РЕЖИМОВ 
ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС .............................................................................................................. 31 
3.1. Общая характеристика переменных режимов ТЭС ................................................ 31 
3.2. Регулирование нагрузки методом постоянного и ..................................................... 36 
скользящего начального давления .................................................................................... 36 
3.3. Энергетические характеристики паровых турбин и котлов.................................. 41 
3.4. Регулирование нагрузки ГТУ и ПГУ .......................................................................... 49 
4. РЕЖИМЫ ПУСКОВ И ОСТАНОВОВ ОСНОВНОГО  ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС ............. 56 
4.1. Пуски котлоагрегатов и паровых турбин .................................................................. 56 
4.2. Пусковые схемы паротурбинных энергоблоков ....................................................... 68 
4.3. Остановы котлоагрегатов и паровых турбин ........................................................... 74 
4.4. Особенности и порядок пуска ГТУ и ПГУ ................................................................. 80 
5. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТЭЦ В ОБЪЕДИНЁННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ .............................. 83 
6. ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭС ....................................................................................... 84 
ТЕМАТИКА ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ И КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ .... 86 
ТЕМАТИКА ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ ................................................................................. 95 
ВОПРОСЫ К ЭКЗАМЕНУ .......................................................................................................... 96 
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ УЧЕБНОЙ ПРОГРАММЫ ................................................... 98 
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ, СПРАВОЧНЫЕ И НОРМАТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПО 
ДИСЦИПЛИНЕ ............................................................................................................................ 101 
 4 
 
ВВЕДЕНИЕ 
 
Электронный учебно-методический комплекс (ЭУМК) разработан в соот-
ветствии с учебным планом специальностей 1 – 43 01 04 «Тепловые электриче-
ские станции и 1- 53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими про-
цессами» и предназначен для самостоятельного изучения дисциплины «Режи-
мы работы и эксплуатация ТЭС» студентами указанной специальности. ЭУМК 
также может быть использован преподавателями сходных дисциплин для под-
готовки к лекциям и организации практических занятий. 
Изучение этой дисциплины формирует у студентов комплекс знаний и 
понимание процессов, происходящих в оборудовании ТЭС при различных ре-
жимах работы, конструкции оборудования, технологических схем и особенно-
стей работы ТЭС в объединенной энергосистеме, а также основ эксплуатации 
энергетического оборудования. 
Знание курса «Режимы работы и эксплуатация ТЭС» поможет студентам 
при прохождении производственной и преддипломной практики, подготовке к 
государственному экзамену, написании и защите курсового и дипломного про-
ектов. 
 
 
 5 
КУРС ЛЕКЦИЙ  
 
1. ЭНЕРГЕТИКА БЕЛАРУСИ: СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И 
ПЕРСПЕКТИВА РАЗВИТИЯ 
 
Белорусская энергетическая система – это сложный комплекс, включа-
ющий электростанции, котельные, электрические и тепловые сети, которые 
связаны общностью режима их работы на территории всей республики.  
http://www.minenergo.gov.by/ru/about/direction 
Управляет электроэнергетическим комплексом Министерство энергетики 
РБ: государственный орган управления, который подчиняется Совету Мини-
стров РБ. Функции управления хозяйственной деятельностью Белорусской 
энергосистемы осуществляет Государственное производственное объединение 
электроэнергетики (ГПО) «Белэнерго». В состав ГПО «Белэнерго» входят 
шесть республиканских унитарных предприятий электроэнергетики (РУП-
облэнерго), РУП «Объединенное диспетчерское управление» (ОДУ), а также 
организации строительно-монтажного комплекса, ряд заводов, ремонтно-
наладочные предприятия, учреждения образования. Научно-исследовательские 
и проектные организации подчиняются Минэнерго. 
Структура генерирующих мощностей в Беларуси сформировалась в значи-
тельной степени как результат стратегии развития Единой энергосистемы 
СССР. Основу ее составляют три конденсационные электростанции (КЭС) – 
Лукомльская и Березовская ГРЭС, Минская ТЭЦ-5 – и 23 теплоэлектроцентра-
ли (ТЭЦ), в том числе около 10 крупных. При этом суммарная мощность КЭС и 
ТЭЦ примерно равны. Основу энергосистемы составляют ТЭС – электростан-
ции, первичным источником энергии на которых является органическое топли-
во (рис. 1.1, а), а основу топливного баланса –  природный газ (рис. 1.1, б).  
 
Структура генерирующих мощностей                                                              
на 1 января 2007 года
Основные ТЭЦ 
44,1%
ГЭС 0,2%
Малые ТЭЦ 4,7%
Блокстанции 
2,7%
КЭС 48,3%
     
а)                                                           б)  
Рис. 1.1. Структура генерирующих мощностей (а) и топливного баланса (б) энергосистемы 
Беларуси в первого десятилетия XXI века 
(http://www.minenergo.gov.by/dfiles/000642_689021_stanovlenie_energetiki.pdf) 
 
 6 
Общая установленная электрическая мощность Белорусской энергосисте-
мы на 1 января 2013 года составила почти 8,5 ГВт. Из них более 7,8 ГВт - ТЭС 
высокого давления, 0,5 ГВт – малые ТЭЦ, возобновляемые источники энергии 
– менее 0,03 ГВт. 
Основные энергоисточники были введены в 60-80 годы прошлого века.  
http://www.minenergo.gov.by/dfiles/000642_689021_stanovlenie_energetiki.pdf 
В дальнейшем темпы обновления основных производственных фондов 
(ОПФ) в энергетике были ниже темпов старения созданных мощностей. В ре-
зультате к началу 2006 года уровень износа основных производственных фон-
дов достиг 60%, а средний срок службы энергоисточников составил 30 лет, при 
нормативном сроке 27 лет.  
Для повышения эффективности и надежности работы энергетического 
оборудования были приняты программы по модернизации и энергосбережению 
в энергетике, в результате реализации которых к началу 2011 года уровень из-
носа ОПФ сократился до 48%.  
Произведена реконструкция и модернизация паросилового оборудования 
большинства КЭС и ТЭЦ Беларуси, в том числе с применением современных 
парогазовых технологий. Были модернизированы паротурбинные блоки 300 
МВт Лукомльской ГРЭС; введены в строй детандргенераторные установки 
(ДГУ) на Лукомльской ГРЭС, Минской ТЭЦ-4 и Гомельской ТЭЦ-2. Дубль-
блоки 160 МВт Березовской ГРЭС были надстроены газотурбинными установ-
ками с реализацией схемы «сбросных» парогазовых установок (СПГУ). Ведены 
теплофикационные парогазовые установки утилизационного типа (УПГУ) на 
Минской ТЭЦ-3 (230 МВт) и Минской ТЭЦ-2 (30 МВт). На Гродненской ТЭЦ-2 
введена газотурбинная установка (ГТУ) мощностью 120 МВт, теплота сброс-
ных газов которой используется в котле-утилизаторе для питания станционных 
коллекторов пара. Конденсационные парогазовые установки 400 МВт введены 
на Минской ТЭЦ-5, Лукомльской и Березовской ГРЭС.  
Таким образом, основными технологиями Белорусской энергосистемы до 
начала века были паротурбинные технологии, которые в настоящее время ак-
тивно замещаются парогазовыми. Работы по замене физически изношенного 
оборудования, в том числе с внедрением парогазовых технологий будут про-
должаться. Существенным изменением станет ввод первой Белорусской АЭС-
2400  к 2020 году.  
Нынешняя структура генерирующих мощностей обеспечивает техниче-
скую возможность разгрузки включённого оборудования КЭС до технического 
минимума в период ночной нагрузки, не прибегая к остановке этого оборудова-
ния. В связи с намечаемым вводом АЭС, предназначенной для работы в базо-
вой части суточного графика нагрузки, структура генерирующих источников 
окажется перенасыщенной базовыми источниками. Важным является обеспече-
ние технической возможности покрытия переменного суточного графика элек-
трической нагрузки, обусловленного неравномерностью суточного режима 
электропотребления, с учетом формирующейся структуры генерации Белорус-
ской энергосистемы, и выбор установленной мощности маневренных источни-
ков. 
 7 
2. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ТЭС В СОВРЕМЕННЫХ 
ЭНЕРГОСИСТЕМАХ 
 
2.1. Графики электрических нагрузок и их покрытие  
генерирующими источниками 
 
Одной из важнейших особенностей энергетического производства являет-
ся жесткая зависимость режима работы ТЭС от режима потребления энергии, 
которое изменяется под влиянием ряда факторов: пора года, климат и пр.  
ТЭС в каждый момент вырабатывает столько энергии, сколько её необхо-
димо для потребления. Режимы потребления электроэнергии отдельными ви-
дами потребителей и энергосистемой в целом характеризуются графиками 
нагрузки, отражающими изменение потребляемой мощности в течение опреде-
ленного отрезка времени (сутки, неделя, год). 
График нагрузки служит для выбора состава оборудования при проектиро-
вании ТЭС, для определения технико-экономических показателей (ТЭП), рас-
пределения нагрузки между ТЭС и установления оптимальных режимов работы 
оборудования. 
 
 
Рис.2.1. Суточный график нагрузки 
Суточный график электрических 
нагрузок (рис. 2.1) отличается значительной 
неравномерностью и обычно является дву-
горбым, имея два пика: утренний и вечер-
ний максимумы. 
Нагрузка ночью минимальна (сохраня-
ется работа трехсменных предприятий, ноч-
ное освещение и т.д.), а с 6-10 часов утра 
растет, достигая максимума; в обеденное 
время снижается, вновь достигая максимума 
в вечерние часы. 
Суточный график летнего дня отлича-
ется от зимнего дня меньшей величиной 
максимумов, причем вечерний смещается на 
более позднее время. 
Показатели суточного графика: максимальная Nmax, минимальная Nmin и 
среднесуточная Nср нагрузки: 
Ncp = Эсут/24 
где  Эсут - суточное потребление электроэнергии. 
Показатели неравномерности суточного графика нагрузки: 
- коэффициент неравномерности: 
max
min
нер
N
N
k    
 8 
- коэффициент заполнения (плотности) графика нагрузки - отношение су-
точного потребления сутW  электроэнергии к её максимально возможному по-
треблению: 
maxmax
сут
24 N
N
N
W cp


   
- регулировочный диапазон мощности в энергосистеме  
minmaxрег NNN  . 
- коэффициент регулирования  
max
рег
рег
N
N
k

 . 
- скорость изменения нагрузки:  
W = N / . 
Здесь W – потребление электроэнергии за сутки;   
N – изменение нагрузки в энергосистеме за время . 
В большинстве случаев к регулированию графика нагрузки привлекается 
не всё оборудование в энергосистеме, а его часть, поэтому регулировочный 
диапазон этой части оборудования должен быть заметно выше.  
Если к регулированию привлекается часть оборудования, составляющая 
долю   от maxN  (
max
рег
N
N
 ), то регулировочный диапазон этого оборудования 
должен быть увеличен в 

1
 раз, т.е. 

1
рег
рег
рег  kk . 
Показатели kнер и β суточных графиков электрической нагрузки зависят от 
состава и режима работы потребителя и меняются по суткам, неделям и сезонам 
года. Коэффициент неравномерности нагрузки в энергосистемах часто состав-
ляет kнер = 0,5… 0,65, хорошим приближением к равномерности считается гра-
фик с kнер = 0,9. 
Выделяют следующие области суточного графика нагрузки (рис. 2.1): А - 
базовая, расположенная ниже линии минимальной нагрузки; Б - полупиковая, 
между линиями минимальной и среднесуточной нагрузки; В - пиковая, выше 
линии среднесуточной нагрузки. 
В сумме полупиковая и пиковая зоны образуют зону переменной нагрузки. 
Неравномерность суточного и недельного потребления энергии усложняет 
режим эксплуатации, снижает надежность и экономичность работы оборудова-
ния в связи с его разгрузкой или частичной остановкой в часы провалов с по-
следующим быстрым нагружением и пуском, поэтому необходимо стремиться 
к снижению неравномерности графиков нагрузки. 
 9 
Если электростанция не успевает отслеживать потребности электрического 
графика, то в энергосети происходит недопустимый рост или спад частоты, что 
приводит не только к потерям различного рода у потребителей, но и угрожает 
надежности работы турбин электростанций.  
Для облегчения условий работы оборудования применяют различные ме-
тоды выравнивания графиков нагрузки, которые можно разделить на две 
группы.  
К первой группе относятся мероприятия по замедлению процесса 
разуплотнения графиков нагрузки: перевод предприятий на трехсменную рабо-
ту, перенос времени работы отдельных предприятий и агрегатов на часы прова-
ла графика нагрузки энергосистемы, использование разницы поясного времени, 
введение двух- и многоставочных тарифов на электроэнергию: самая дорогая в 
часы пик, дешевая – в ночные провалы тарифов (тем самым инициируют эко-
номическую заинтересованность потребителя в потреблении электроэнергии в 
нужное для энергосистемы время) и др., в том числе принудительное ограниче-
ние нагрузки потребителей в определенные часы суток. 
Ко второй группе мероприятий относятся ввод в состав энергосистем гене-
рирующих мощностей специальных типов (ГАЭС, ГТУ), а также тепловых, 
электрических, химических и механических аккумуляторов энергии. 
Рассмотрим место и роль отдельных типов электростанций в покрытии 
графиков электрической нагрузки энергосистем. 
Особые трудности при эксплуатации электростанции возникают при про-
хождении максимальных и минимальных нагрузок. В период прохождения пи-
ков нагрузок в работу включаются  практически все имеющиеся в наличии аг-
регаты.  
Для покрытия остропиковой части графика нагрузки, как правило, привле-
кается специальное пиковое оборудование, имеющее высокие маневренные ха-
рактеристики; к их числу относятся: газотурбинные установки (ГТУ), гидро- 
(ГАЭС) или воздухо- аккумулирующие (ВАЭС) электростанции; гидроэлектро-
станции с регулируемым стоком (ГЭС).  
http://www.elektro-journal.ru/sites/default/files/pdf_files/arts/2005_01_09.PDF 
При прохождении провалов нагрузки приходится разгружать значитель-
ную часть агрегатов, а часть из них даже останавливать. Особенно сложным яв-
ляется прохождение ночного минимума нагрузки, если оно требует ежесуточ-
ного останова части агрегатов. 
АЭС в силу высоких удельных капиталовложений и относительно низкой 
маневренности их оборудования, а также из соображений безаварийности их 
работы по экономическим и техническим причинам целесообразно использо-
вать в базовой части суточных и годовых графиков электрической нагрузки. 
ТЭЦ в энергосистемах обычно работают по вынужденному графику 
нагрузки, определяемому режимом теплопотребления в течение суток, недели, 
года. В основном ТЭЦ используются в базовой части графика нагрузки (особен-
но в отопительный период), что обусловлено необходимостью обеспечения 
графика отпуска теплоты. В летний (межотопительный) период года ТЭЦ могут 
привлекаться к регулированию графика электрической нагрузки в полупиковой 
 10 
зоне. Турбины 'ГЭЦ, имеющие конденсаторы, технически возможно использо-
вать и по свободному электрическому графику нагрузки, когда электроэнергия 
частично или полностью вырабатывается на конденсационном режиме. Это со-
здает возможность использовать свободную конденсационную мощность ТЭЦ 
для покрытия полупиковой части графиков электрической нагрузки. Имеются 
возможности привлечения агрегатов ТЭЦ к регулированию электрических гра-
фиков нагрузки и при их работе в чисто теплофикационном режиме.  
В любом из этих случаев привлечение агрегатов ТЭЦ к регулированию 
электрической нагрузки следует рассматривать как вынужденную меру, когда 
исчерпываются возможности регулирования электрической нагрузки с помо-
щью конденсационных агрегатов. 
КЭС привлекаются к регулированию графиков энергопотребления, что 
значительно снижает экономичность и надежность их работы. Увеличение ма-
невренности конденсационных агрегатов требует разработки и внедрения до-
полнительных мероприятий.  
Современные парогазовые установки (ПГУ) обладают высокой тепловой 
экономичностью, поэтому их предпочтительно использовать в базовом режиме, 
однако их хорошие маневренные характеристики делают привлекательной ра-
боту ПГУ в полупиковом режиме.  
Современные газотурбинные установки (ГТУ), даже большой мощности, 
обладают высокой маневренностью и могут пускаться и набирать нагрузку до 
номинальной мощности за 15-30 минут, что и позволяет использовать их в пи-
ковой зоне. 
ГЭС характеризуются высокой маневренностью работы: время полного 
набора и снижения их нагрузки измеряется минутами. Различают гидроэлектро-
станции суточного, сезонного и годового регулирования. ГЭС суточного регу-
лирования используется для покрытия пиков суточных графиков нагрузки. В то 
же время ГЭС, не имеющие зарегулированного стока, а также работающие на 
обязательном пропуске воды (пропуск воды на ирригацию, санитарно-
технический пропуск и т. п.) целесообразно использовать в базовой части гра-
фиков нагрузки.  
Использование ГЭС в энергосистемах, особенно эффективно при соответ-
ствующем сочетании их мощности с мощностями ТЭС и АЭС, так как в этом 
случае появляется возможность маневрирования, как в течение суток, так и в 
продолжение года. 
Исходя из изложенных выше особенностей эксплуатации различных типов 
электростанций, упрощенную схему распределения выработки электроэнергии в 
суточном и в годовом разрезах можно представить следующим образом. 
В базовой части графика (зона А) размещаются: 
 - ГЭС, не имеющие зарегулированного стока и работающие на постоянном 
пропуске воды; 
- АЭС; 
- ТЭЦ, работающие по тепловому графику нагрузки; 
- высокоэкономичные конденсационные энергоблоки. 
Полупиковую часть графика нагрузки (зона Б) заполняют: 
 11 
- конденсационные электростанции; 
- ТЭЦ, работающие по электрическому графику нагрузки. 
В пиковом режиме (зона В) работают:  
- КЭС с поперечными связями на низкие и средние параметры пара; 
- специальные пиковые энергоустановки: пиковые КЭС, ПГУ, ГТУ и др.; 
- ГЭС, имеющие суточное или годовое регулирование стока. 
Для повышения надежности электроснабжения потребителей используется 
резервирование активной мощности.  
Резервом генерирующей мощности называется разность между располага-
емой мощностью и ее нагрузкой в каждый данный момент времени. По своему 
функциональному назначению он разделяется на: 
- ремонтный резерв предназначен для компенсации снижения располагае-
мой мощности системы в связи с выводом генерирующего оборудования в пре-
дупредительный или плановый ремонт или на реконструкцию.  
- оперативный резерв предназначается для компенсации небаланса между 
генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами элементов 
оборудования, непредвиденным увеличением нагрузки, а также ее случайными 
колебаниями.  
Оперативный резерв в свою очередь делят на: 
- аварийный, который служит для компенсации снижения располагаемой 
мощности системы, вызванного отказами оборудования; обычно его величина 
выбирается не ниже мощности самого крупного агрегата. 
- нагрузочный, который служит для  компенсации покрытия непредвиден-
ного увеличения нагрузки, включая ее случайные колебания. 
В реальный условиях эксплуатации в каждый момент времени часть гене-
рирующих агрегатов находится в нерабочем состоянии и в распоряжении экс-
плуатационного персонала остается рабочая мощность и соответственно та 
часть полного резерва, которая определяется разностью между рабочей мощно-
стью системы и ее нагрузкой в данный момент времени.  
Этот резерв называется эксплуатационным. 
Оперативный резерв мощности (в реальный условиях эксплуатации – экс-
плуатационный) обеспечивает: первичное регулирование частоты; вторичное 
регулирование частоты и перетоков мощности, а также ограничение перетоков 
мощности; быструю коррекцию режима и компенсацию небаланса мощностей в 
рассматриваемый момент времени. 
Наличие провала электрической нагрузки  энергосистемы в  летний период 
(снижение нагрузки на 20% и даже более) создает благоприятные условия для 
ремонта оборудования. Летнюю зону провала нагрузки поэтому часто называ-
ют зоной ремонтов (или «ремонтной площадкой»). Наличие этой зоны позволя-
ет уменьшить величину специального, так называемого,  «ремонтного резерва» 
в энергосистеме. 
 12 
2.2. Манёвренные характеристики оборудования ТЭС 
 
Маневренность энергооборудования ТЭС характеризует его способность 
выполнять переменный суточный график электрической нагрузки энергосисте-
мы и складывается из следующих основных характеристик: 
- скорость изменения нагрузки (скорость планового нагружения и разгру-
жения энергоблока), которая измеряется в процентах номинальной мощности в 
минуту или МВт/мин; 
- диапазон изменения мощности от номN  до минN , а также возможность 
кратковременной перегрузки до максN ; 
- пусковые характеристики энергоблока, включая длительность пусков 
после простоев в резерве различной длительности; вероятность успешного пус-
ка в соответствии с нормативными графиками пуска; допустимое с точки зре-
ния малоцикловой усталости элементов блока число пусков в год и за время 
службы; пусковые потери топлива. 
Важным является также: 
- мобильность (приемистость) энергооборудования - его способность к 
подхвату нагрузки при внезапном появлении дефицита мощности в энергоси-
стеме (подхват нагрузки вращающимся резервом при падении частоты в сети); 
быстрота перехода энергоблока из режима резерва к полной нагрузке; 
- возможность и допустимая длительность работы энергоблока (турбины) в 
режимах холостого хода и на нагрузке собственных  нужд, а также в особых ре-
зервных состояниях и пр. 
Рассмотрим маневренные возможности электрогенерирующих установок 
ТЭС различного типа. 
1) Паросиловые установки (ПСУ) 
При создании энергооборудования в СССР требований к повышенной ма-
невренности не было, в результате чего маневренные возможности энергобло-
ков оказались недостаточными для покрытия переменного графика нагрузки. 
Для их обеспечения проводилась большая исследовательская, эксперименталь-
ная и наладочная работа рядом организаций Минэнерго СССР (По Со-
юзтехэнерго, ВТИ), энергосистем и электростанций, а также заводов-
изготовителей оборудования. 
http://standartgost.ru/g/РД_34.25.104-93 
Маневренность всего энергоблока (или группы оборудования – турбины и 
парогенераторы с одинаковыми параметрами свежего пара) определяется ма-
невренностью основных агрегатов: котлоагрегата и паровой турбины. Рассмот-
рим показатели их маневренности.  
Скорость нагружения турбины зависит от способа регулирования ее 
мощности.  
Нагружение турбины при постоянном начальном давлении (p0 = const и t0 
= const) открытием регулирующих клапанов сопровождается ростом темпера-
туры пара в паровпускных элементах и проточной части высокого давления 
(ЧВД): тем большим, чем шире диапазон изменения мощности. Это обусловли-
 13 
вает возникновение дополнительных температурных разностей и термических 
напряжений в отдельных деталях и увеличение относительного удлинения ро-
тора. Предельные допустимые значения разности температур по толщине стен-
ки отдельных деталей турбины, а также относительного удлинения ротора, 
определяемые заводом-изготовителем, являются факторами, ограничивающими 
скорость нагружения паровой турбины.  
Температурное состояние турбины в процессе ее нагружения при сколь-
зящем давлении свежего пара (p0 = var и t0 = const) практически не меняется. 
Поэтому скорость нагружения блока турбиной не ограничивается и определя-
ется возможностями котла. 
Кроме режимных способов повышения маневренности паровой турбины 
(регулирование на скользящем давлении или комбинированное) применяются 
конструктивные способы: двухкорпусное исполнение ЦВД, продувка дренажа 
системы, использование изоляции, обогрев фланцев и шпилек.  
Скорость нагружения котла - изменение его паропроизводительности в 
единицу времени; выражается в т/ч в минуту или в кг/с2. Допустимая скорость 
нагружения зависит от множества факторов и в каждом случае должна опреде-
ляться экспериментально. Существенную роль при этом играет тип котлоагре-
гата и его аккумулирующая способность. 
В работающем котле тепло аккумулируется в металле поверхностей нагре-
ва, в воде и паре. При одинаковых производительности и параметрах пара 
больше тепла аккумулируется в барабанных котлах, что объясняется прежде 
всего большим водяным объемом. Для барабанных котлов 60…65% тепла ак-
кумулируется в воде, 25...30% — в металле, 10…15% — в паре. Для прямоточ-
ных котлов до 65% — в металле, остальные 35% — в паре и воде. Удельная ак-
кумулирующая способность барабанных котлов в 2—3 раза выше, чем прямо-
точных. 
При снижении давления пара часть аккумулированного тепла высвобожда-
ется в связи с уменьшением температуры насыщения среды, и практически 
мгновенно получается дополнительное количество пара. Аккумулирующая спо-
собность котла – количество дополнительно получаемого пара при снижении 
давления на 1 МПа. 
Аккумулирующая способность прямоточного котла за счет испарения воды 
невелика. Большая доля аккумулирующей способности прямоточного котла по-
лучается за счет расширения пара, находящегося в трубах.  
При разработке документа «Нормы предельно допустимых скоростей из-
менения нагрузки при работе энергоблоков 160 – 800 MBт в регулировочном 
диапазоне –  РД 34.25.504 (HP 34-70-113-86)» (http://nordoc.ru/doc/39-39123) до-
пустимые скорости изменения нагрузки в регулировочном диапазоне определя-
лись исходя из необходимости предупреждения термоусталостных поврежде-
ний высокотемпературных деталей (в первую очередь, роторов ЦВД турбины) 
при многократном изменении нагрузки за срок службы.  
Допустимые скорости различны для плановых изменений нагрузки, свя-
занных с покрытием неравномерности суточного графика (принято 2·104 цик-
лов за срок службы), и неплановых изменений для поддержания заданной ча-
 14 
стоты и перетоков мощности по межсистемным связям (принято неограничен-
ное количество циклов). 
В приводимой ниже таблице 2.1 даны предельно допустимые значения 
начального скачка нагрузки (N) и скорости последующего изменения нагрузки 
(dN/d) в том же направлении при плановом и неплановом изменениях нагрузки 
в регулировочном диапазоне и условии сохранения номинального давления 
свежего пара. 
 
Таблица 2.1 Предельно допустимые значения начального скачка нагрузки (N) 
и скорости последующего изменения нагрузки (dN/d) турбин 
 
Тип турбины 
При плановых изменениях нагрузки При неплановых изменениях нагрузки 
N  
МВт (%) 
dN/d  
МВт/мин 
dN/d 
%Nном/мин 
N  
МВт (%) 
dN/d  
МВт/мин 
dN/d 
%Nном/мин 
К-160-130 ХТЗ 35 (22%) 1,5 0,9 15 (9,5%) 0,5 0,3 
К-210-130 ЛМЗ 50 2,5 1,2 20 1 0,5 
К-300-240 ЛМЗ 40 (13%) 2,5 0,8 20 (6,5%) 1 0,33 
К-300-240 ХТЗ 40 1,7 0,6 20 0,8 0,27 
Т-250/300-240 ТМЗ 50 (20%) 2,5 1 20 (8%) 1 0,4 
К-500-240 ХТЗ 70 3 0,6 30 1,2 0,24 
К-800-240-3 ЛМЗ 140 5 0,6 60 2,5 0,3 
 
Задание в инструкциях по эксплуатации только предельно допустимой 
скорости изменения нагрузки уменьшает маневренные возможности турбины, 
поскольку в начале переходного процесса допустимы довольно значительные, 
практически мгновенные изменения ее нагрузки.  
Оптимальным является начальное скачкообразное изменение нагрузки 
турбины, при котором температурные напряжения в роторе ЦВД быстро выхо-
дят на предельно допустимое значение, с последующим повышением нагрузки 
до требуемой со скоростью, необходимой для поддержания этих напряжений на 
допустимом уровне. 
При опережающем (по отношению к скорости нагружения котла) открытии 
регулирующих клапанов турбины нагружение блока сопровождается некото-
рым снижением давления в котле, вследствие чего за счет аккумулированного в 
нем тепла генерируется дополнительное количество пара.  
Большая аккумулирующая способность барабанного котла даже при огра-
ниченном падении давления может обеспечить ощутимую дополнительную вы-
работку пара, что позволяет существенно увеличить скорости роста тепловыде-
ления в топке и нагружения блока. Однако возможность применения данного 
метода существенно ограничивается или вовсе исключается в процессе нагру-
жения блока с барабанным колом при скользящем давлении свежего пара.  
При быстром нагружении прямоточного котла для поддержания заданной 
температуры пара и с учетом характера ее изменения в переходном процессе 
рекомендуется осуществлять опережающее изменение расхода топлива или во-
ды. При скользящем давлении пара можно получить большие скорости нагру-
жения блока, так как аккумулирующая способность прямоточных котлов зна-
 15 
чительно меньше, чем барабанных, и при p0 = var может быть достигнута ско-
рость нагружения по крайней мере вдвое большая, чем при p0 = const. 
Скачкообразное изменение нагрузки при плановых изменениях, выполня-
ется со скоростью до 4%Nном/мин из-за ограничений, определяемых динамикой 
котла, при неплановых изменениях - с быстродействием, регламентируемым 
системой регулирования турбины.  
В случае планового изменения нагрузки энергоблока с постоянной скоро-
стью во всем диапазоне (без начального «скачка») скорость не должна превы-
шать значений, указанных в таблице 2.1 для периода после скачка нагрузки. 
Приведенные в таблице 2.1 нормы скорости планового изменения нагрузки 
турбины не распространяются на условия работы энергоблоков на скользящем 
давлении свежего пара, так как в этом случае изменение температуры пара в 
ЦВД незначительно. В этих условиях ограничения определяются требованиями 
качества переходного процесса в котле и составляют 4% номинальной мощно-
сти энергоблока в минуту и даже больше. 
Указанные ограничения не распространяются на изменение нагрузки при 
пусковых режимах энергоблоков, так как число таких режимов намного мень-
ше, чем число изменений нагрузки в регулировочном диапазоне, а также не от-
носятся к аварийным режимам энергосистем, при которых скорость изменения 
нагрузки определяется быстродействием системы регулирования турбины и 
ограничивается лишь числом таких воздействий, приходящимся на одну турби-
ну за срок ее службы. 
Характер суточных графиков нагрузки обусловливает жесткие требования 
к режимам нагружения блоков. Наиболее интенсивный рост нагрузки на мощ-
ных блоках наблюдается с 6 до 8...9 часов утра, когда средняя скорость нагру-
жения ТЭС составляет 0,4…0,5%/мин, а наибольшая в течение часа может до-
стигать 0,65%/мин.  
Высокие требования предъявляются к приемистости блоков, которые 
привлекаются для регулирования межсистемных перетоков при появлении де-
фицита мощности в энергосистеме. Для обеспечения необходимой динамиче-
ской точности регулирования такие блоки должны допускать изменение 
нагрузки в пределах всего регулировочного диапазона со скоростью 1…1,5% и 
более. Такие скорости достижимы для турбин почти всех блоков. Однако для 
крупных котельных агрегатов их добиться сложно, поэтому к регулированию 
привлекают одновременно несколько блоков, работающих на газомазутном 
топливе. Эти блоки не могут работать в режиме скользящего давления, так как 
у блоков с барабанными котлами этот режим сопряжен с сильным замедлением 
регулирования, а у блоков с прямоточными котлами работа на скользящем дав-
лении во всем пароводяном тракте может вызвать опасные нарушения темпера-
турного и гидравлического режимов поверхностей нагрева.  
Еще более сложные задачи возникают при аварийных ситуациях в энерго-
системах: аварийный дефицит мощности в энергосистеме, внезапное отключе-
ние крупного генератора или линии межсистемной связи в дефицитной энерго-
системе, нарушение устойчивости в энергосистеме.  
 16 
При отключении мощностей и падении частоты в системе, чтобы сокра-
тить (или предотвратить) аварийные отключения потребителей, требуется 
быстро нагрузить все энергоблоки, работавшие до аварии с пониженной 
нагрузкой, причем к процессу нагружения предъявляются в таких случаях 
очень жесткие требования: мощность блоков должна повыситься в течение 
5…10 секунд на величину имеющегося резерва, вплоть до 25…30 %Nном.  
Такое быстрое нагружение блоков возможно только при использовании ак-
кумулирующей способности котельных агрегатов и максимальной форсировки 
топок, исключающей понижение мощности блоков после исчерпания аккуму-
лирующей способности котлов. 
Регулировочный диапазон нагрузок — диапазон нагрузок, в пределах 
которого блоки работают вполне надежно — это разность между максимальной 
и минимальной электрическими нагрузками, достигаемыми при разгружении / 
нагружении без изменения состава работающего оборудования. Определяется 
минимальной допустимой нагрузкой – техническим минимумом. 
Надежность блоков на пониженных нагрузках определяется в основном 
надежностью работы котлов, так как ограничений по работе турбин в диапазоне 
допустимых нагрузок котла практически нет. Основными факторами, опреде-
ляющими величину регулировочного диапазона блоков, являются устойчивость 
горения в топке котла, температурный режим пароперегревателя и радиацион-
ной части, надежность гидравлического режима котла, а также устойчивость 
работы систем автоматического регулирования. 
Минимальная допустимая нагрузка котла зависит от его типа и сжигаемого 
топлива и составляет: 
- 65..75% при работе на твердом топливе и жидком шлакоудалении (крат-
ковременно техминимум может быть снижен) и 50..75% при сухом шлакоуда-
лении. Ограничения, в основном, связаны с условиями шлакования и устойчи-
вости горения факела; 
- 25…40…50% для газомазутных блоков. Ограничения связаны с условия-
ми обеспечения устойчивого гидравлического режима (прямоточных котлов) и 
температурного режима радиационной части. 
Для расширения регулировочного диапазона блоков применяют подсвечи-
вание мазутом пылеугольных котлов или перевод их при малых нагрузках на 
газ и мазут, отладку гидравлического режима, перевод котлов на скользящее 
давление пара (что повышает надежность циркуляции барабанных котлов в 
связи с увеличением разности плотностей пара и воды), разработку всережим-
ной автоматики и др. 
Пусковые схемы блоков должны допускать возможность пуска котлов и 
турбин из любого температурного состояния при соблюдении всех критериев 
надежности и водного режима блока в соответствии с установленными норма-
ми. При этом должны обеспечиваться минимальная продолжительность пуско-
вых операций, малые затраты топлива и потери конденсата при оптимальных 
условиях прогрева элементов котлов, паропроводов и турбин. 
Продолжительность пуска блока складывается из длительности отдельных 
этапов: 
 17 
- растопки котлов, 
- прогрева и разворота турбины, 
- нагружения блока, причем длительность этих этапов существенно зависит 
от исходного температурного состояния оборудования (от времени простоя в 
резерве), а также от типа и конструктивного выполнения котлов и турбин, осо-
бенностей пусковой схемы. 
Расход топлива на пуск Впуск в основном определяется длительностью пус-
ка и находится как разность между полным расходом топлива на пуск и расхо-
дом топлива на выработку э/энергии за время пуска, рассчитанным по bэ при 
номинальной нагрузке блока.  
Для улучшения пусковых характеристик необходимо выдерживать опти-
мальную продолжительность всех пусковых операций, что требует разработки 
и наладки систем автоматического пуска оборудования, чему в настоящее вре-
мя уделяется большое внимание. 
При частичных нагрузках экономичность оборудования значительно 
снижается, что определяется в основном особенностями работы турбинных 
установок и связано с увеличением потерь на дросселирование пара в органах 
парораспределения турбины, а также снижением внутреннего относительного 
КПД проточной части, прежде всего, регулирующей и последних ступеней.  
Существенно могут сказываться также изменения КПД котла и относи-
тельное увеличение расхода энергии на собственные нужды, в том числе на 
привод ПЭН и тягодутьевых машин, в особенности при применении неэконо-
мичного дроссельного способа регулирования производительности.  
Повышения экономичности работы турбин при частичных нагрузках мож-
но достигнуть за счет правильного выбора режима  и должного профилирова-
ния лопаток ступеней, режим работы которых существенно изменяется при из-
менении расхода пара через турбину. Большое влияние на экономичность тур-
бин при частичных нагрузках оказывают тип и характеристики систем парорас-
пределения.  
2) Газотурбинные установки (ГТУ) заняли прочное место в энергетике 
многих стран. По сравнению с паротурбинными они имеют следующие пре-
имущества: 
– низкие капитальные вложения и эксплуатационные расходы;  
– небольшой срок сооружения; компактность;  
– короткое время запуска и выхода на номинальную мощность;  
– возможность частых и быстрых запусков;  
– легко поддаются автоматизации и требуют минимум персонала.  
Интерес представляют ГТУ большой мощности, позволяющие существен-
но влиять на обеспечение пиковых нагрузок энергосистемы.  
Время выхода ГТУ на номинальную нагрузку при стандартном пуске со-
ставляет менее 20 минут, при быстром около 10 минут и ниже. Так, испытания 
новой ГТУ фирмы GE LMS100 (номинальной мощностью Nном = 98,3 МВт при 
рекордном КПД около 45%) показали возможность набора ею 50% Nном менее 
чем за 1 минуту и выхода на номинальный режим спустя 10 минут.  
 18 
ГТУ могут нести переменную электрическую нагрузку в диапазоне от соб-
ственных нужд до номинальной. Однако ряд технических и экономических 
факторов сужает этот диапазон.  
КПД ГТУ более чувствителен к изменению нагрузки, чем КПД ПСУ (в 
диапазоне нагрузок 70…100% КПД ГТУ изменяется на 3%, а КПД ПСУ на 1%).  
При глубокой разгрузке ГТУ резко ухудшаются их экологические показа-
тели. Так, по данным испытаний V-64.3А Siemens содержание NOx и CO в 
выхлопных газах за турбиной приведенных к 15% содержанию О2 на режиме 
номинальной нагрузки NOx ≈ 13 млн-1, CO ≈ 0 млн-1, а на режиме холостого 
хода NOx ≈ 60 млн-1 , CO ≈ 1650 млн-1. Резкое снижение концентрации вредных 
выбросов NOx с 48 млн-1 до 17 млн-1, и CO с 900 млн-1 до 100 млн-1, происходит 
при нагрузке ~50%Nном при переключении работы камеры сгорания с режима 
диффузионного горения на режим предварительного смешения. 
ГТУ имеют жесткий лимит на количество циклических нагрузок. При еже-
суточных пусках и остановах ГТУ выработают свой рабочий ресурс около 1000 
пусков за 2,7 года. Ограничение общего количества пусков до 5000 потребует 
снятия ГТУ с эксплуатации через 13,5 года.  
Экономическая заинтересованность в сооружении пиковых ГТУ-ТЭС ста-
новится возможной при обоснованной оценке фактической стоимости отпуска-
емой электроэнергии. По оценкам, стоимость отпускаемой пиковой электро-
энергии оценивается в 2,5..3 раза выше ее стоимости в базовой части графика 
электрических нагрузок. 
2) Парогазовые установки (ПГУ) утилизационного типа, как теплофика-
ционные, так и конденсационные получили широкое распространение в энерге-
тике Беларуси и др. стран. Несмотря на высокие маневренные качества ГТУ, 
маневренные возможности ПГУ в целом определяются маневренностью паро-
силовой части. Добавление в схему парогенератора – котла-утилизатора (КУ) и 
паротурбинной установки (ПТУ) существенно увеличивает время  пуска ПГУ в 
целом до 1..1,5 часов. 
При определении регулировочного диапазона нагрузок ПГУ необходимо 
учитывать существенную зависимость показателей работы ГТУ (ее мощности, 
расхода и температуры газов за газовой турбиной) от температуры наружного 
воздуха tнв. Номинальная мощность ГТУ соответствует tнв = +15°С. Мощность 
ГТУ повышается с понижением tнв и снижается с ее ростом. Это приводит к со-
ответствующим изменениям паропроизводительности котла-утилизатора и 
нагрузки паровой турбины. 
На располагаемую мощность энергоблока также оказывают влияние вклю-
чение в работу при tнв = -5 …+5°С антиобледенительного устройства ГТУ, что 
может привести к снижению мощности на 2…2,5%.  
Снижение нагрузки ГТУ осуществляется понижением расхода топливного 
газа. В диапазоне 50..100% нагрузки применяется количественное регулирова-
ние при примерно неизменной температуре газов после турбины tкт, то есть на 
входе в КУ ПГУ. После полного закрытия ВНА и ПНА, предусмотренного си-
стемой автоматического регулирования ГТУ, дальнейшее снижение нагрузки 
 19 
осуществляется уменьшением tкт. ГТУ небольшой мощности, спроектирован-
ные на основе авиационных, выполняются с выделенной силовой турбиной и 
работают при переменной частоте вращения компрессора, регулируются только 
расходом топлива. При этом tкт уменьшается, но не так быстро, как у одноваль-
ной ГТУ с постоянным положением ВНА. 
Снижение надежности работы оборудования ПГУ в конденсационном ре-
жиме в пределах регулировочного диапазона нагрузок обусловлено тем, что 
уменьшение температуры пара контура высокого давления (с учетом темпера-
турного напора на выходе пароперегревателя при сниженной температуре от-
работавших в ГТУ газов) приводит к увеличению конечной влажности в зоне 
последних ступеней части низкого давления (ЧНД) паровой турбины, и, как 
следствие, — к повышенному эрозионному износу рабочих лопаток. Для ис-
ключения этого явления предусмотрена технологическая защита турбины от 
недопустимого снижения температуры пара. 
С учетом указанного нижняя граница регулировочного диапазона блока 
ПГУ при соблюдении требований к надежности, экологической чистоте окру-
жающей среды и сохранении высокой экономичности должна составлять не 
менее 50..65%. Для снижения минимальной нагрузки используется увеличение 
количества ГТУ в составе ПГУ, то есть применение дубль- и трипл- блоков 
вместо моноблоков, что, однако, приводит к увеличению капитальных затрат, 
усложнению компоновки и технологических связей между ГТУ, КУ и ПТУ. 
При изменении нагрузки ПГУ в пределах регулировочного диапазона 
мощность паровой турбины, имеющей дроссельное парораспределение, меня-
ется в режиме скользящего давления пара высокого давления.  
Это приводит к увеличению относительного (на 1 кг газов) расхода пара из 
котла-утилизатора на режимов частичных нагрузок ГТУ, что способствует 
снижению температуры уходящих газов tух КУ (ПГУ). То есть при поддержа-
нии постоянной температуры газов на входе в котел-утилизатор (и, следова-
тельно, температуры генерируемого в КУ пара) экономичность работы паровой 
турбины и ПГУ в целом на частичных нагрузках меняется менее значительно, 
чем КПД самой ГТУ. 
Например, по оценкам, для двухконтурной ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 на 
конденсационном режиме при снижении NГТУ на 30% понижение NПТУ состав-
ляет ~10%, а ПГУ в целом ~25%. Уменьшение расхода газов на входе в котел-
утилизатор на 25%, соответствует падению расхода пара высокого давления 
всего на 10% (при неизменном соотношении расходов пара ВД и НД). КПД 
ГТУ и ПГУ снижаются соответственно на 10% и 4% (относительных), при этом 
КПД котла-утилизатора в этом диапазоне нагрузок несколько повышается, а 
КПД ПТУ практически не изменяется. 
Анализ динамических характеристик дубль-блока ПГУ-450Т Северо-
Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, показал, что при подержании постоянной 
температуры газов на входе в котел-утилизатор значения температуры пара вы-
сокого и низкого давления меняются незначительно (то есть сохраняется ста-
бильное температурное состояние оборудования: паровой турбины, котла-
утилизатора и паропроводов), а расход и давление пара верхнего контура резко 
 20 
меняются. По этой причине при одновременном регулировании мощности обе-
их ГТУ за счет прикрытия ВНА, возможна максимальная скорость разгружения 
/ нагружения паровой турбины, которая может достигать 9…10 МВт/мин 
(~4..7%Nном /мин). После полного прикрытия ВНА скорости изменения темпе-
ратуры и давления пара превышают допустимые для паровой турбины, которая 
и определяет скорость разгрузки ГТУ и ПГУ в целом. 
Одинаковое и одновременное снижение мощности обеих ГТУ дубль-блока 
обеспечивает нормальную эксплуатацию котлов-утилизаторов. В то же время 
при достаточно быстром снижении нагрузки одной из ГТУ возможен выброс 
пара из испарителей в барабаны высокого и низкого давления вследствие рез-
кого снижения суммарного расхода пара на паровую турбину и, соответствен-
но, снижения давления пара за котлами. 
Стоимость отпускаемой э/энергии ПГУ, работающих в полупиковой ча-
сти графика электрических нагрузок, в 1,5-2 раза выше, чем при их работе в ба-
зовой части графика.  
 
2.3. Прохождение пиков электрической нагрузки энергосистемы 
 
Для получения пиковой энергии на действующем паротурбинном обору-
довании могут использоваться следующие способы: 
- форсировка блока; 
- повышение начальных параметров пара в пределах допуска; 
- отключение части системы регенерации; 
- ограничение отпуска теплоты из регулируемых отборов теплофикацион-
ных турбин с отпуском пара и теплоты через РОУ или пиковых котлов. 
Перечисленные методы расположены в порядке возрастания qпик и bпик. - 
удельных расходов теплоты и топлива на выработку 1 кВтч резервной (пико-
вой) электроэнергии. 
Максимальный прирост мощности определяется в первую очередь воз-
можностями по перегрузке основного и вспомогательного оборудования: про-
пускной способности турбины, запаса мощности у генератора, конденсирую-
щей способности конденсатора, запасов производительности дутьевых венти-
ляторов и дымососов. 
При форсировке котла основное ограничение связано, как правило, с его 
генерирующей способностью, которая зависит от многих факторов: допустимо-
го тепловосприятия поверхностей его нагрева, состава и качества сжигаемого 
топлива, запаса производительности тягодутьевых машин (вентиляторы, дымо-
сосы). Поэтому, в зависимости от конкретных условий определяются допусти-
мые пределы использования того или другого способа. Как правило, все котлы 
имеют запас по производительности в 5…7% по сравнению с количеством па-
ра, необходимым для обеспечения номинальной мощности турбины. 
Максимальная дополнительная мощность, получаемая при форсировке 
котла  
N =D0 (h0  hк + hпп ) βр ηмг, 
 21 
где βр - учитывает влияние изменения расходов пара в систему регенерации. 
Генераторы турбин обычно допускают достаточно длительное повышение 
их перегрузки по активной мощности на 10…15% от номинальной при одно-
временном снижении их реактивной нагрузки. Например, турбогенератор типа 
ТВВ-320-2УЗ, работающий с турбиной К-300-240, допускает повышение мощ-
ности на 10% при cos = 0,9 и возможно увеличение Nген до 360 МВт при росте 
cos  до 0,95. 
Форсировка котла или отключение части системы регенерации приво-
дит к увеличению расхода пара в проточную часть турбины. Например, отклю-
чение группы ПВД приводит к росту расхода пара через ЧСД и ЧНД на 
18…20% от Dном, что приводит к перераспределению параметров по проточной 
части турбины и изменению величины срабатываемых теплоперепадов, в ре-
зультате чего повышаются изгибающие напряжения в лопаточном аппарате. 
Максимальной перегрузке подвергаются регулирующая ступень, послед-
ние ступени ЧНД, а также предотборные ступени регулируемых отборов пара 
теплофикационных турбин. Кроме этого, происходит перераспределение осе-
вых усилий в проточной части и возникают дополнительные осевые усилия, ко-
торые необходимо учитывать 
Конденсаторы турбин обычно проектируются на максимальный пропуск 
пара, для среднегодовой температуры охлаждающей воды, поэтому основным 
ограничением здесь может стать повышение температуры охлаждающей воды в 
летний период, вследствие чего давление в конденсаторе может возрасти до 
максимально допустимой величины. 
Отметим, что для мощных теплофикационных турбин допустимое давле-
ние в конденсаторе не должно превышать рк < 0,012 МПа (0,12 ата). Этот пре-
дел установлен заводами изготовителями исходя из прочностных характери-
стик последних ступеней ЧНД. 
Использование повышения параметров острого пара для получения до-
полнительной мощности имеет существенные ограничения по применению из-
за ограничений по прочности элементов котла и турбины. Способ иногда ис-
пользуют на блоках с докритическими параметрами: повышение температуры 
пара на 10
о
С дает прирост мощности на 1..1,2 %. 
Для получения пиковой мощности, путем отключения части системы 
регенерации, наиболее часто используют отключение ПВД.  
Отключение ПНД для этих целей не практикуют, так как дополнительной 
выигрыш мощности слишком мал. Кроме того, если деаэратор работает с по-
стоянным давлением, то отключение ПНД приводит к увеличению расхода пара 
на деаэратор для обеспечения деаэрации питательной воды, в результате чего 
выигрыш мощности практически сводится к нулю. Перевод деаэратора на по-
ниженные параметры пара в таких режимах приводит к усложнению тепловой 
схемы и к снижению надежности.  
Отключение группы ПВД позволяет повысить мощность турбины на 10..12 
%. При отключении (обводе) группы ПВД, общее повышение мощности со-
ставляет 
 22 
 
где  Dпi, hi - расход пара в i-м отборе на ПВД и его энтальпия; h
1
к - энтальпия 
пара на входе в конденсатор, с учетом изменения рк из-за изменения расхода 
отработавшего пара; m - число отборов турбины по ходу пара, расположенных 
после отключенного ПВД; (n - m) - общее количество последовательно отклю-
чаемых ПВД в группе. 
Отключение ПВД приводит к снижению температуры питательной воды 
на входе в котел и повышению расхода пара через промперегрев. Это приводит 
к росту расхода топлива на котел при сохранении его паропроизводительности.  
Снижение температуры питательной воды приводит к изменению распре-
деления тепла топлива по поверхностям нагрева котла в сторону увеличения 
тепловосприятия хвостовых поверхностей, что приводит к некоторому сниже-
нию температуры уходящих газов (на 5…15 оС), а поддержание температуры 
промперегрева на прежнем уровне требует увеличения расхода воздуха на 
5…10%, в результате КПД котла остается почти на неизменном уровне или не-
много снижается за счет уменьшения потерь с уходящими газами. 
Прирост расхода топлива на котел: 
 
где  hпвi - повышение энтальпии питательной воды в i-м ПВД; Dпп - повыше-
ние расхода пара через промперегреватель при отключении ПВД; η
1
ка - КПД 
котла в режиме с отключением ПВД; ηтр  - КПД транспорта теплоты. 
Удельный расход топлива на выработку дополнительной мощности  
bбрпик=


Ð’
N
       или         bнетпик = 
 
B
N Nсн
, 
где Nсн — дополнительное увеличение расхода электроэнергии на собствен-
ные нужды. 
Наряду с полным отключением используют частичный обвод ПВД по 
питательной воде. При этом расход воды через ПВД можно снижать до 30% 
от Dпв
ном
. 
Систематическое отключение ПВД может привести к малоцикловой уста-
лости металла питательных трубопроводов, ПВД, экономайзера и других по-
верхностей нагрева котла, вследствие понижения температуры питательной во-
ды на входе в котел. Заводы-изготовители разрешают отключать только всю 
группу ПВД. Учитывая довольно высокий расход топлива на выработку пико-
 23 
вой энергии bпик ~ 600 г у.т./кВт ч и учитывая возможное снижение надежности 
работы блока эти режимы используются довольно ограничено. 
Указанные выше способы можно применять как на конденсационных, так 
и на теплофикационных турбоагрегатах.  
Удельный расход теплоты при форсировке теплофикационного турбоагре-
гата qпик обычно несколько выше удельного расхода теплоты при его чисто 
конденсационном режиме qконд.  
Например, для турбины ПТ-60-130/13: 
- на конденсационном режиме qконд ≈ 2,25 Гкал/(МВтч);  
- при форсировке парогенератора qпик(форс) ≈ 2,35 Гкал/(МВтч); 
- в среднем при отключении трех ПВД  qпик(ПВД) ≈ 2,890  Гкал/(МВтч). 
Разгрузка регулируемых отборов теплофикационных турбоагрегатов 
характеризуется более низкой экономичностью.  
Ориентировочно, для турбины ПТ-60-130/13: 
- при сокращении нагрузки П- отбора с компенсацией отпуска пара через 
РОУ qпик(П-отбор) ≈ 3,5...4,5 Гкал/(МВтч); 
- при сокращении нагрузки Т- отбора с компенсацией отпуска пара от ПВК 
qпик(Т-отбор) ≈ 4,5..6,5 Гкал/(МВтч) и выше. 
Получение резервной мощности за счет сокращения регулируемых отборов 
обычно рассматривается применительно к Т-отбору. Однако при наличии ре-
зерва паропроизводительности котлов ТЭЦ интерес представляет получение 
резервной мощности за счет временного частичного сокращения нагрузки П- 
отбора с компенсацией отпуска пара через РОУ.  
Сокращение нагрузки Т-отборов с увеличением расхода пара через ЧНД 
наиболее экономично осуществлять полным открытием поворотной регулиру-
ющей диафрагмы ЧНД с переходом на режим свободного парораспределения 
между отопительным отбором и конденсатором. 
Отметим, что есть технические ограничения получения резервной мощно-
сти за счет разгрузки теплофикационных отборов.  
Например, в межотопительный период для турбин ТЭЦ, работающих с 
градирнями, максимальная электрическая мощность может существенно огра-
ничиваться температурой охлаждающей воды tв1, которая ограничивает макси-
мально допустимый расход пара в конденсатор и, соответственно, конденсаци-
онную мощность турбоагрегата. 
В отопительный период получение дополнительной мощности может 
ограничиваться условиями эксплуатации котельных установок (например, 
мощностью тяго-дутьевых механизмов).  
Ограничителем может явиться также производительность электротехниче-
ского оборудования; реальное техническое состояние основного и вспомога-
тельного оборудования.  
 24 
2.4. Прохождение провалов электрической нагрузки энергосистемы 
 
При участии ТЭС в регулировании электрической нагрузки наиболее ши-
рокое распространение получили следующие способы «резервирования», т.е. 
снижения генерирующей мощности в энергосистеме, в результате чего в ней 
появляется дополнительная резервная мощность:  
- разгружение оборудования в пределах регулировочного диапазона нагру-
зок, в том числе снижение мощности турбоагрегатов на ТЭС с поперечными 
связями до минимально возможного уровня (до 20..30 %Nном) с остановом части 
котлов; 
- останов на период провала нагрузки с последующим пуском (ОПР); 
- перевод турбин в моторный режим (МР) с одновременным остановом и 
горячей консервацией котла блока или разгружением группы котлов на ТЭС с 
поперечными связями и пр. 
Эти способы «резервирования» могут быть использованы на турбоагрега-
тах всех типов. Для теплофикационных турбоагрегатов, используются еще не-
сколько вариантов  снижения электрической мощности, при сохранении отпус-
ка тепла. Каждый из перечисленных выше режимов работы обладает опреде-
ленными эксплуатационными преимуществами и недостатками. Выбор того 
или иного способа «резервирования» определяется исходя из условий эконо-
мичности и надежности работы оборудования в том или ином режиме. 
Остановочно-пусковые режимы (ОПР) используются в основном при 
прохождении провалов большей продолжительности (10 часов и более) или ко-
гда разгружение блоков не обеспечивает требуемого уровня снижения нагруз-
ки. Преимуществом данного режима является максимальная глубина разгруже-
ния - 100%Nном. Дополнительные затраты топлива на останов-пуск складыва-
ются из следующих этапов: 
∆Bпуск=∆Bразгр+∆Bрезерв+∆Bподг+∆Bраст+∆Bнаб.об+∆Bнагр+∆Bстаб 
В формулу последовательно входят затраты топлива на разгружение блока; 
связанные с поддержанием блока в резерве, то есть в остановленном состоянии; 
связанные с подготовительными операциями к пуску блока; связанные с рас-
топкой котла и набором параметров пара до «толчковых» для турбины; на 
набор оборотов и  синхронизацию турбоагрегата; дополнительный перерасход 
топлива, связанный с этапом нагружения; дополнительные затраты топлива, 
связанные с этапом стабилизации теплового состояния (блока)  на окончатель-
ной нагрузке. 
Недостатки данного режима: 
- ограничение числа пусков на весь срок службы по условиям надежности 
работы металла (для большинства турбин допустимое число пусков составляет: 
n = 1500 …2000 пусков - из горячего и n  = 600 из холодного состояния); 
- снижение надежности из-за дополнительных термических напряжений в 
процессе пуска, которые могут превосходить допустимые значения из-за сбоев 
и нарушений в технологии пуска; 
 25 
- ограничения скорости набора нагрузки (продолжительность от начала 
пуска до полного нагружения до Nном составляет для большинства блоков от 1,5 
до 8 часов, в зависимости от продолжительности простоя и типа блока);  
- сложность автоматизации пусковых операций; 
- большая вероятность ошибок персонала при частых пусках блоков; 
- дополнительные расходы топлива, связанные с остановами и пусками; 
- лишение энергосистемы горячего резерва мощности. 
Статистический анализ повреждений запорно-регулирующей арматуры на 
одной из электростанций, привлекавшейся длительное время к регулированию 
графика нагрузки энергосистемы (то есть к работе в остановочно-пусковых ре-
жимах), показал, что число повреждений арматуры почти линейно зависит от 
числа пусков и остановок. 
Разгружение энергоблоков предпочтительней их остановки, так как свя-
зана с меньшей потерей надежности, а при длительности разгрузки до 8 часов и 
экономичней остановки блока на это же время. 
Разгружение оборудования для прохождения провалов электрической 
нагрузки получило самое широкое распространение на ТЭС, благодаря ряду 
эксплуатационных преимуществ: 
- сохранение в энергосистеме горячего вращающегося резерва; 
- более высокая надежность работы основного и вспомогательного обору-
дования по сравнению с другими способами «резервирования»; 
- высокая маневренность (возможность разгружения и нагружения с высо-
кими скоростями); 
- высокая (практически полная) автоматизация операций. 
Затраты топлива на весь период вывода блока в резерв определяются, как 
сумма дополнительных затрат на каждом из этапов: разгружения, провала и 
нагружения:  
∆B = ∆Bразгр + ∆Bпров + ∆Bнагр 
Расходы топлива на частичных нагрузках, можно определить на основании 
энергетических характеристик (ЭХ) агрегатов (см. ниже). 
Моторный режим (МР) или режим двигателя - работа турбогенератора, 
когда подача пара через паровпускные органы турбины прекращается, но гене-
ратор от сети не отключается, а переходит в режим двигателя и вращает ротор 
турбины с синхронной частотой, потребляя из сети мощность, необходимую 
для преодоления сил трения в подшипниках турбины и генератора, а также сил 
трения и вентиляции в лопаточном аппарате турбины. 
Вакуум в конденсаторе не срывается (эжекторная установка остается в ра-
боте, к конденсатору подводится циркуляционная вода). На уплотнения турби-
ны подается пар, так как практически вся проточная часть турбины оказывается 
под вакуумом. 
Вращение ротора турбины с синхронной частотой приводит к разогреву 
направляющих и рабочих лопаток проточной части вследствие потерь на тре-
ние и вентиляцию и протечек пара через уплотнения. Чтобы уменьшить разо-
грев последних ступеней, на их охлаждение в один из регенеративных отборов 
 26 
турбины подают охлаждающий пар от стороннего источника. Чаще всего в ка-
честве такого источника используются общестанционные магистрали, если они 
имеют пар подходящих параметров, или отборы пара соседней турбины. 
Затраты топлива на поддержание блока в МР складываются: 
- из затрат топлива на выработку пара от сторонних источников на уплот-
нения, эжекторную установку, охлаждение проточной части; 
- потребление энергии механизмами собственных нужд; 
- потребление энергии генератором из сети для вращения ротора турбины  
∆Вмр = ∆В
пар
мр + bср (∆N
сн
мр+N
г
мр) 
Здесь bср - удельный расход топлива на выработку электроэнергии в сред-
нем по энергосистеме. 
Достоинства моторного режима: 
- перевод агрегата в МР гораздо проще и занимает намного меньше време-
ни, чем ОПР, так как турбина сохраняет температурное состояние близкое к со-
стоянию при работе под нагрузкой, вращается с синхронной частотой; ее не 
надо разворачивать, можно сразу подавать пар и повышать нагрузку. Отсут-
ствие этапа разворота ротора турбины уменьшает расхолаживание ее паровпус-
ка, что снижает термические напряжения. Число возможных переводов блока в 
МР оценивается в 9000…10000, что в 5..6 раз больше, чем для ОПР; 
- энергосистема не лишается горячего резерва мощности, так как агрегат, 
работающий в МР, легко переводится в генераторный режим; 
- обеспечивается глубокая (100%) разгрузка блока;  
- более быстрый набор нагрузки по сравнению с ОПР, хотя и более мед-
ленный, чем при разгружении блока.  
Недостатки: дополнительные затраты топлива и энергии на поддержание 
моторного режима турбоустановки;  сохранение затрат топлива на останов и 
пуск котла блочных установок. 
Считается, что применение МР экономически целесообразно при продол-
жительности провала нагрузки в энергосистеме не более 6 часов. 
Довольно значительный опыт использования МР на ТЭС России показыва-
ет, что этот режим более надежен, чем ОПР и может применяться для регули-
рования графиков нагрузки энергосистем. Однако прежде чем будет допущено 
применение МР на турбинах мощностью выше 100 МВт должно тщательно ис-
следоваться ее тепловое состояние на этом режиме.  
Для прохождения кратковременных провалов нагрузки, а чаще всего, для 
удержания блока в рабочем состоянии при срабатывании защит (на период вы-
яснения причины) используют сброс нагрузки до холостого хода (ХХ) или до 
нагрузки собственных нужд, если генератор от сети не отключается. Обычно 
для выяснения самых сложных неполадок в защите, вызвавших ложное отклю-
чение генератора и сброс нагрузки, достаточно 15 мин. 
Работа блока в режиме полного сброса нагрузки до нуля (ХХ) без сохране-
ния нагрузки собственных нужд допускается лишь в течение 60 с. 
 27 
Потребление энергии механизмами собственных нужд Nсн, питающимися, 
как правило, от отпайки генератора через трансформатор собственных нужд со-
ставляет обычно Nсн ≈ 8..10 %Nном, то есть много ниже самой глубокой разгруз-
ки, допустимой по условиям надежной работы блока. 
В этом случае котел гасится (питание турбины паром производится за счет 
аккумулирующей емкости котла, то есть за счет теплоты, запасенной в котле и 
освобождающейся при понижении давления) или переводится в режим работы, 
который соответствует растопочному режиму с использованием пусковой схе-
мы блока. В первом случае при непрерывно понижающемся давлении важно 
выяснить допустимую длительность такого режима, так как общее понижение 
давления не должно превосходить 15..20%. 
При переводе в растопочный режим расход питательной воды снижается 
до минимального уровня, а избыток генерируемого пара через БРОУ и РОУ 
сбрасывается в конденсатор помимо турбины. В проточную часть турбины по-
дается лишь небольшое количество пара, которое обеспечивает вращение рото-
ра турбоагрегата с номинальной частотой на ХХ или для обеспечения выработ-
ки мощности, соответствующей Nсн . 
Из-за огромных потерь тепла из-за сброса излишков пара в конденсатор 
(30% Dн), эти режимы не используется при прохождении провалов нагрузки. 
Использование теплофикационных агрегатов  
Самый простой путь снижения электрической мощности теплофикацион-
ной турбины при ее работе по тепловому графику (с полностью закрытой диа-
фрагмой и минимальным пропуском пара в конденсатор Gкmin) – принудитель-
ное сокращение ее тепловой нагрузки Qотб до значения, которое соответству-
ет требуемому уровню разгрузки турбины Qотбmin. В этом случае недоотпущен-
ное турбиной тепло должно быть восполнено замещающим источником тепло-
ты – ПВК:  
ΔQПВК = Qотб - Qотбmin. 
Снизить электрическую мощность турбоагрегата ТЭЦ при сохранении его 
тепловой нагрузки можно за счет отключения или частичного байпасирова-
ния ПВД. Этот метод ранее описывался с целью форсировки блока, когда за 
счет отключения ПВД увеличивался пропуск пара через проточную часть тур-
бины за отборами ПВД. В данном случае на величину отключенных отборов 
пара на ПВД снижается подача в «голову» турбины так, чтобы сохранить 
прежние расходы пара в проточной части турбины за последним отбором на 
ПВД. Тогда мощность ЧСД и ЧНД сохраняется прежней, а мощность ЧВД 
уменьшается на величину уменьшения через нее пропуска пара.  
 28 
Повышение маневренности дей-
ствующих и вновь проектируемых 
ТЭЦ возможно за счет применения 
дополнительных (пиковых) сете-
вых подогревателей (ДС).  
Разгрузка турбины производится 
снижением расхода пара в «голову» 
турбины. Для компенсации снижения 
тепловой нагрузки основных сетевых 
подогревателей (СП) включается ДС, 
питаемый через РОУ острым паром 
(рис. 2.2).  
Турбина разгружается аналогич-
но разгружению при передаче 
нагрузки на ПВК. Котел разгружается 
здесь в меньшей степени, таким обра-
зом, ограничения на нагрузку котла 
уменьшаются.  
Метод позволяет снизить мощ-
ность до  20..30%Nном. Паропроизво-
дительность котла при столь низкой 
Nэ снижается лишь до 60..70%Dном.  
 
ДС
П 
СП-2 СП-1 
0D
 
0D
 
 
     а) 
 
0D
 
0D
 
ДС
П 
СП-2 СП-1 
ПП 
 
 
      б) 
Рис. 2.2 Схемы включения дополнительных 
сетевых подогревателей для турбоустановки с 
промперегревом (б) и без него (а) 
Режим работы ЦВД турбины при этом может изменяться вплоть до беспа-
рового. 
Разгрузка теплофикационного агрегата с принудительной разгрузкой 
Т-отборов на электрокотлы (рис. 2.3) по тепловой экономичности немного 
проигрывает разгрузке турбоагрегатов с передачей тепловой нагрузки на ко-
тельные, однако является экономически весьма эффективной при наличии в 
энергосистеме острого дефицита в маневренных мощностях.  
 
Электроэнергия передаваемая с
генератора турбины на электрокотел
Теплофикационный отбор турбины на
сетевой подогреватель
Обратная сетевая вода
Прямая сетевая вода
Сетевой подогреватель
Электрокотел
Турбина
Генератор паровой турбины
 
 
Рис. 2.3. Принципиальная схема регулирования нагрузок по схеме ТЭЦ-электрокотельная 
 
 29 
Преимущество заключается в том, что в часы минимального спроса на 
электроэнергию не только снижается мощность турбоагрегата на  режиме теп-
лового графика за счет принудительной разгрузки отопительных отборов, но в 
еще большей степени снижается выдача мощности в энергосистему, так как 
часть выработанной турбоустановкой электроэнергии расходуется электрокот-
лами для отпуска недостающей теплоты потребителю. 
Таким образом, например, разгрузив турбоагрегат (энергоблок) на 30%, 
можно сократить выдачу электрической мощности от него в энергосистему на 
80%. Возможно снизить выдачу электроэнергии в энергосистему до нуля и да-
же до отрицательных значений. 
 
2.5. Регулирование суточного графика электропотребления Белорусской 
энергосистемы в настоящее время и на перспективу 
 
В настоящее время в Белорусской энергосистеме (рис. 1.1) почти половину 
генерирующих мощностей составляют ТЭЦ, график электрических нагрузок 
которых зависит от температуры наружного воздуха и в течение суток практи-
чески не изменяется. Поэтому одной из основных проблем обеспечения баланса 
мощностей ОЭС Беларуси является прохождение ночных минимумов нагрузок 
в отопительный период. 
http://www.minenergo.gov.by/dfiles/000425_224745_sod___2_2008.pdf 
http://www.tc.by/download_files/energy2013/dragun.ppt  
График суточного электропотребления ОЭС Беларуси неравномерен и 
имеет коэффициент неравномерности kнер  ≈ 0,64. Это значит что, если в часы 
максимума среднее потребление в отопительном (зимнем) периоде составляет 
порядка 6000 МВт, то в часы минимальных нагрузок потребление составит 
3850 МВт, разница – 2150 МВт (рис. 2.4).  
 
Баланс ОЭС Беларуси в отопительный период 2007/2008гг.
(на основании графика потребления от 30 января 2007 года)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Загрузка ТЭЦ Малые и блочные Загрузка КЭС
Потребление Тепловой график ТЭЦ
Ночной минимум 
3850 МВт 
Максимум 
потребления 
6000 МВт 
Зона работы ТЭЦ ниже теплового графика 
Разгрузка ТЭЦ ниже теплового графика 
составляет порядка 250-350 МВт 
Разгрузка КЭС до 
технического 
минимума 
 
 
Рис. 2.4. Баланс ОЭС Беларуси в отопительный период 2007/2008 г.г.  
(на основании графика потребления от 30 января 2007 г.) 
(http://www.energetika.by/arch/~page__m21=20~news__m21=113) 
 
 30 
Для регулирования неравномерности суточного графика электропотребле-
ния 2150 МВт в первую очередь используются возможности КЭС. Однако их 
регулировочного диапазона не достаточно для обеспечения требуемой величи-
ны ночных разгрузок. В связи с этим для обеспечения баланса электрических 
мощностей ОЭС Беларуси в ночные часы отопительного периода приходится 
осуществлять разгрузку ТЭЦ ниже теплового графика (рис. 2.5). 
 Максимальное ночное снижение нагрузки ТЭЦ ниже теплового графика по суткам
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
1.
12
2.
12
3.
12
4.
12
5.
12
6.
12
7.
12
8.
12
9.
12
10
.1
2
11
.1
2
12
.1
2
13
.1
2
14
.1
2
15
.1
2
16
.1
2
17
.1
2
18
.1
2
19
.1
2
20
.1
2
21
.1
2
22
.1
2
23
.1
2
24
.1
2
25
.1
2
26
.1
2
27
.1
2
28
.1
2
29
.1
2
30
.1
2
31
.1
2
МВт
Тепловой график ТЭЦ Фактическая нагрузка ТЭЦ  
 
Рис. 2.5. Статистика ночных разгрузок ТЭЦ за декабрь 2009 г.:  
максимальное ночное снижение нагрузки ТЭЦ ниже теплового графика 
 
 Зима, рабочий день 2018 год
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Время,час
М
о
щ
н
о
с
ть
, 
М
Ð’
Ñ‚
ТЭЦ и блок-станции АЭС КЭС Потребление Резерв
Резерв - 1200
график выработки 
конденсационых 
электростанций
2400
500 МВт
 
 
Рис. 2.6. Суточный баланс мощности Белорусской энергосистемы  
в зимний рабочий день после ввода АЭС-2400 (при kнер = 0,64) 
 
 31 
Такая мера по условию надежности и безопасности работы электростанций 
не может быть принята, поэтому для потребления избытков электроэнергии 
должна применяться методы регулирования в сочетании с тарифной политикой.  
После ввода АЭС-2400 ситуация усугубится (рис. 2.6).  
http://www.myshared.ru/slide/401144/ 
http://dok.opredelim.com/docs/index-51024.html 
Энергоблоки АЭС, как правило, не допускают ежесуточной разгрузки, в 
результате чего необходима разработка мероприятий по решению проблемы с 
прохождением ночных минимумов нагрузок отопительного периода. С учетом 
структуры генерирующих мощностей после ввода АЭС суточное регулирова-
ние ОЭС Беларуси только за счет КЭС будет неосуществимо, так как их гене-
рация должна колебаться от 500 МВт (минимальное значение) до 2400 МВт (в 
пиковые часы), что технически неосуществимо без останова практически всех 
энергоблоков на ночные часы.  
В настоящее время в энергосистеме эффективно используются многоцеле-
вые мероприятия на КЭС в сочетании с ТЭЦ. Однако в будущем после ввода 
мощностей на АЭС имеющихся возможностей  КЭС и ТЭЦ будет недостаточно 
для оптимального регулирования нагрузки, и по этой причине требуется опре-
делить эффективность использования других многоцелевых мероприятий 
(ГАЭС, ВАГТЭ) либо сочетание многоцелевых и одноцелевых: КЭС – ТЭЦ – 
электрокотельные, пиковые ГТУ – ТЭЦ – электрокотельные, пиковые ГТУ – 
электрокотельные, КЭС – электрокотельные.  
http://rep.bntu.by/bitstream/handle/data/5680/с.8-13.pdf?sequence=1 
В настоящее время ряд НИИ Республики Беларусь прорабатывает вопросы 
прохождения ночного минимума нагрузок отопительного периода с получени-
ем от реализации прорабатываемых мероприятий максимальной экономической 
выгоды для энергосистемы и экономики Беларуси в целом. Так, в РУП «Бел-
нипиэнергопром» прорабатывается вопрос внедрения электрокотлов на элек-
тростанциях ОЭС Беларуси.  
 
 
3. ХАРАКТЕРИСТИКИ И ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕМЕННЫХ  
РЕЖИМОВ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС  
 
3.1. Общая характеристика переменных режимов ТЭС 
 
Переменными режимами называются режимы работы оборудования, при 
которых нагрузка и(или) параметры рабочего тела отличаются от номинальных.  
Работа оборудования на переменных режимах обычно связана с система-
тическим чередованием стационарных и переходных режимов в течение непро-
должительного периода времени при участии оборудования в регулировании 
графиков нагрузки энергосистемы.  
При стационарном режиме нагрузка энергетической установки остается 
постоянной и параметры, определяющие режим работы не меняются в течение 
длительного времени или  характеризуются очень медленно меняющимися зна-
 32 
чениями нагрузки при допустимых колебаниях параметров пара и других вели-
чин, определяющих экономичную и надежную работу установки. 
Всегда имеются некоторые пульсации параметров, однако при стационар-
ных режимах их уровень мал на фоне средних значений, а средние значения 
остаются неизменными во времени. Постоянные значения параметров опреде-
ляют постоянную напряженность деталей, что определяет относительно высо-
кую надежность работы. 
При переходном, или нестационарном режиме происходит процесс изме-
нения мощности (производительности) от одного уровня до другого, или про-
исходит изменение основных параметров энергетической установки, определя-
ющих условия эксплуатации. Как правило, после окончания переходного ре-
жима происходит в течение определенного времени стабилизация нагрузки и 
параметров.  
Несмотря на то, что каждый из стационарных режимов не представляет для 
оборудования непосредственной опасности, переходный процесс может быть 
очень опасным, провоцируя в некоторых случаях аварийную ситуацию, либо, 
не приводя к опасным ситуациям в текущий момент, при циклическом повто-
рении, часто спустя годы, приводят к появлению трещин малоцикловой устало-
сти. 
Особую категорию представляют аварийные режимы работы, которые 
рассмотрены отдельно. 
1. Стационарные режимы турбоагрегатов можно классифицировать сле-
дующим образом. 
1.1. Стационарные ординарные режимы — режимы нормальной эксплуа-
тации. Предусмотрены при проектировании заводами-изготовителями и не 
имеют ограничений по длительности работы.  
Режим номинальной нагрузки. 
Для теплофикационной турбины — это режим, при котором достигается 
мощность, указываемая в технических условиях на поставку, т.е. наибольшая 
мощность, которую может длительно развивать турбоагрегат на зажимах гене-
ратора при номинальных значениях тепловых отборов всех основных парамет-
ров (свежего пара, промежуточного перегрева, в отборах и конденсаторе) и при 
использовании нерегулируемых отборов пара для постоянных собственных 
нужд энергоблока и при полностью открытых регулирующих клапанах.  
Это основной расчетный режим, для которого оптимизируются параметры, 
решетки проточной части и система регенерации. Несмотря на то, что номи-
нальный режим при проектировании рассчитывается наиболее тщательно, яв-
ления, возникающие при его реализации, представляют для турбины опреде-
ленную опасность. Как правило, номинальные режимы — это длительные ре-
жимы, при которых происходит накопление повреждений в деталях.  
Режим частичной нагрузки. 
Для теплофикационных турбин могут относиться и к электрической мощ-
ности, и к отборам тепла, которые независимы в рамках диаграммы режимов 
турбины. При частичных нагрузках условия работы некоторых элементов тур-
 33 
бины облегчаются (например, рабочих лопаток последних ступеней), а части 
элементов усложняются (например, рабочих лопаток регулирующей ступени).  
Большое разнообразие частичных нагрузок теплофикационных турбин 
(электрической и тепловой) приводит к необходимости каждый раз конкретно 
анализировать изменение параметров пара, проходящего через ее отдельные 
отсеки, и решать вопрос об изменении условий ее работы. Например, конденса-
ционный режим работы теплофикационной турбины, когда тепловая нагрузка 
равна нулю, может оказаться самым опасным для рабочих лопаток последних 
ступеней.  
Реализация режимов частичной нагрузки турбины зависит от типа паро-
распределения турбины и способа согласования работы турбины и котла. 
Режим максимальной нагрузки. 
Для теплофикационной турбины —  режим, при котором мощность, кото-
рую турбина должна длительно развивать на зажимах генератора на конденса-
ционном режиме или при определенных соотношениях расходов отбираемого 
пара (в соответствии с диаграммой режимов) и давлений пара в отборах или 
противодавления, при номинальных значениях других основных параметров. В 
частности, для турбины с противодавлением максимальная мощность развива-
ется при полном расходе пара и минимальном противодавлении. 
1.2. Стационарные специфические режимы —  режимы, при которых 
условия работы турбины таковы, что необходимы ограничения их длительно-
сти, изменения состава работающего оборудования и пр. Рассмотрим особенно-
сти некоторых из них.  
Отклонения частоты вращения турбины прежде всего опасны для рабо-
чих лопаток, которые могут на таких режимах попасть в резонанс и быстро раз-
рушиться. Поэтому завод-изготовитель турбины гарантирует длительную 
надежную работу турбины только в достаточно узком диапазоне частоты сети 
(49,5…50,5 Гц) и соответственно частоты вращения. При существенном откло-
нении частоты сети может происходить быстрое накопление повреждений от 
усталости, поэтому длительность таких режимов ограничивается. 
В соответствии с правилами технической эксплуатации отклонения часто-
ты не должны превышать 0,1 Гц, т.е. 0,2 %, но в реальных условиях из-за дефи-
цита мощности в энергосистеме в часы пикового потребления или избытка ее в 
ночное время частота сети может отклоняться в значительно бoльших пределах.  
Отклонения начальных параметров пара, параметров пара промежу-
точного перегрева и за турбиной приводит к изменению состояния пара внут-
ри турбины, расхода пара через ее проточную часть и, как следствие, к измене-
нию напряженности рабочих лопаток, стенок корпусов, диафрагм фланцевых 
соединений, осевого усилия, воспринимаемого колодками упорного подшипни-
ка, к ускоренному исчерпанию ресурса ряда деталей, появлению вибрации и 
другим явлениям.  
Отклонение какого-либо из параметров обычно имеет комплексное воздей-
ствие на турбину, подвергая опасности целый ряд элементов. Например, повы-
шение начального давления пара при полностью открытых регулирующих кла-
панах приводит к увеличению его расхода через турбину, вследствие чего рас-
 34 
тут напряжения изгиба в рабочих лопатках, особенно последней ступени, уве-
личивается осевое усилие на сегменты упорного подшипника, а также прогиб 
диафрагм, напряжения в шпильках фланцевого соединения, корпусе турбины, 
сопловых коробках и подводящих паропроводах. Поэтому отклонения парамет-
ров пара допускаются лишь в  сравнительно узких пределах, оговоренных ин-
струкциями по эксплуатации. 
Для теплофикационных турбин особенно опасными являются отклонения 
параметров пара сверх допустимых в камерах отборов. Например, чрезмер-
ное уменьшение давления в камере отбора приводит к недопустимой перегруз-
ке рабочих лопаток последней ступени отсека, расположенного перед отбором. 
Малорасходные режимы — режимы с малым расходом пара через турби-
ну, ее отдельные цилиндры или отсеки. К ним относятся беспаровой режим, 
холостой ход, режим нагрузки собственных нужд, моторный режим. При опре-
деленном соотношении параметров в малорасходный режим может попасть 
промежуточный отсек теплофикационной турбины. При работе по тепловому 
графику в малорасходном режиме работает ЧНД. 
Беспаровый режим — работа при отсутствии расхода пара через цилиндр. 
Возникает, например, в ЦНД при полном закрытии регулирующей диафрагмы.  
Главная опасность малорасходных и беспаровых режимов — выделение 
большого количества тепла в «отсеченном» цилиндре и чрезмерный разогрев 
рабочих лопаток и корпуса турбины. 
Холостой ход — работа турбины при номинальной частоте вращения с 
мощностью на зажимах генератора, равной нулю (рис. 3.1). Главная опасность 
— сильный разогрев выходной части и появление сильной вибрации из-за вер-
тикального смещения нагретых корпусов встроенных подшипников и наруше-
ния линии валопровода. Определенную опасность представляют и вибрацион-
ные напряжения в лопатках последних ступеней, увеличивающиеся при малых 
объемных расходах пара. 
 
 
 
 
Режим нагрузки собственных нужд реализуется при расходе пара, обес-
печивающем мощность, достаточную для электроснабжения всего вспомога-
тельного оборудования энергоблока и общестанционного оборудования, необ-
Рис. 3.1. h, s - диаграмма x.x. для турбины К-800-23,5 
 35 
ходимого для работы энергоблока; электрическая энергия в сеть при этом ре-
жиме не отпускается.  
Расход пара при нагрузке собственных нужд несколько больше, чем при 
холостом ходе, однако опасности практически такие же, как и при холостом 
ходе. 
Моторный режим — вращение ротора турбины осуществляется генера-
тором при номинальной частоте. Пар в переднюю часть турбины не подается, в 
конденсаторе поддерживается давление, близкое к номинальному, а охлажде-
ние проточной части, нагревающейся за счет трения, осуществляется паром 
сниженной температуры от постороннего источника, подаваемым в ресивер 
ЦНД или в один из отборов ЦСД. 
2. Различают следующие нестационарные (переходные) режимы: 
- изменение нагрузки оборудования; 
- пуск оборудования; 
- останов оборудования. 
Изменения нагрузки, например, турбоагрегатов можно классифицировать 
следующим образом: 
- автоматические - отрабатываются системой регулирования турбины с 
очень большой скоростью с целью поддержания неизменной частоты сети пу-
тем открытия или закрытия регулирующих клапанов в рамках регулировочного 
диапазона турбины (энергоблока). Как правило, вследствие малой мощности 
отдельных турбоагрегатов по сравнению с мощностью энергосистемы, измене-
ния параметров не бывают очень глубокими, однако их число за срок эксплуа-
тации может быть очень большим; 
- плановые - осуществляются машинистом турбины (энергоблока) по тре-
бованию диспетчерской службы энергосистемы либо с целью обеспечения оп-
тимальной выработки электроэнергии, либо с целью изменения мощности энер-
госистемы в соответствии с потребностями графика нагрузки. Как правило, из-
менения параметров более глубокие, чем автоматические, однако число их за 
срок службы гораздо меньше. 
Пуски оборудования различаются по времени простоя или по температуре 
металла (давлению пара) перед пуском: 
- пуск после нескольких часов простоя, то есть из горячего резерва, 
- после ночного простоя — из горячего состояния, 
- после простоя в выходные дни — из неостывшего состояния, 
- при большей длительности простоя — из холодного состояния.  
Останов оборудования может быть:  
- в резерв – с учетом последующего пуска через относительно короткое 
время, то есть так, чтобы по возможности сохранить температуру оборудования 
для облегчения последующего пуска; 
- с расхолаживанием – при последующем выводе оборудования в ремонт; 
- аварийный – при возникновении аварийных ситуаций, угрожающих ава-
рией в настоящее время или в будущем, или при авариях. 
 36 
3.2. Регулирование нагрузки методом постоянного и  
скользящего начального давления 
 
При эксплуатации оборудования (энергоблоков) на частичных нагрузках, 
особую роль в выборе технологии режима играет конструктивное решение си-
стемы парораспределения турбины. В настоящее время в теплоэнергетике на 
современных турбинах используется либо сопловое парораспределение, либо 
дроссельное. 
При использовании этих систем парораспределения могут быть реализова-
ны следующие технологические способы (режимы) регулирования: 
                                                    регулирование на постоянном давлении перед турбиной (ПНД) 
Сопловое                                              
парораспределение                   регулирование на скользящем давлении р0=var, t0=const (СНД) 
 
                                                    комбинированное регулирование:  
                                                   1 этап -  р0= const; 2 этап - р0=var. 
                                                на номинальном давлении р0= const.  
Дроссельное 
парораспределение                          
                                                на скользящем давлении р0=var. 
 
При работе на частичных нагрузках при дроссельном парораспределении 
(рис. 3.2, 3.3) и ПНД перед регулирующим клапаном (РК) на входе в турбину 
уменьшение расхода пара производится за счет частичного прикрытия РК: про-
ходное сечение уменьшается, и весь поток пара подвергается дросселированию. 
Так как геометрия проточной части турбины остается неизменной, то дав-
ление за РК и по всем отсекам определяется формулой Стодолы-Флюгеля 
1/1*
21
21
22
22
ToToo
PooPoo
PoPo
Doo
Dop


 , 
где  Dop, Doo-расходы пара через отсек в расчетном и номинальном режимах, 
кг/с; Po1, Po2 – давление перед отсеком и за отсеком в расчетном режиме, МПа; 
Poo1, Poo2 – давление перед и за отсеком в номинальном (исходном) режиме, 
МПа; Too1, To1 – температура пара на входе в отсек в номинальном и расчетном 
режиме, оК. 
Принимается, что дросселирование происходит без внутренних потерь и h0 
= const.  
В результате дросселирования происходит существенное снижение давле-
ния, которое изменяется пропорционально снижению расхода пара, а процесс 
расширения (рис. 3.3) смещается вправо. В результате резко снижается исполь-
зуемый теплоперепад, что, наряду с уменьшением расхода пара, приводит к бо-
лее быстрому снижению мощности и экономичности.  
Вследствие дросселирования снижается температура пара, что может быть 
довольно значительным. Систематическое изменение нагрузки при работе тур-
 37 
бины в режиме регулирования графиков нагрузки, приводит к постоянным из-
менениям температуры металла ротора и корпуса турбины в зоне регулирую-
щей ступени, что ведет к дополнительным термическим напряжениям и мало-
цикловой усталости металла, а значит и снижению надежности. 
 
 
Рис.3.2. Принципиальная схема 
ПТУ с дроссельным парораспреде-
лением 
 
Рис. 3.3. Процесс расширения пара 
на частичной и номинальной 
нагрузке с дроссельным парорас-
пределением (ПНД) 
 
При использовании соплового парораспределения и ПНД перед клапа-
нами при частичной нагрузке одни регулирующие клапаны (РК) могут быть 
полностью открыты, а другие - лишь частично (рис. 3.4, 3.5).   
Весь поток пара условно можно разделить на потоки, идущие через полно-
стью и частично открытые клапаны. В первом случае поток дросселированию 
не подвергается, во втором – дросселирование происходит в зависимости от 
степени открытия клапана.  
 
 
 
Рис.3.4. Схема соплового парораспределения 
 
Рис.3.5. Процесс расширения пара на ча-
стичной нагрузке с сопловым парораспреде-
лением (ПНД) 
â–ºS 
 38 
В камере регулирующей ступени (РС) оба потока перемешиваются, пара-
метры выравниваются и становятся равны параметрам смешения с энтальпией: 
рс
pcрсpcрс
pc
hh
h

 2211 
 , 
где  βрс, βрс1, βрс2 – относительный суммарный расход через регулирующую 
ступень (βрс=1), расход пара через группу открытых клапанов (поток не дроссе-
лируется), расход через группу частично открытых клапанов (дросселируемая 
часть потока). 
Дальнейшее расширение условно представляют идущим из точки смеше-
ния. Итоговая работа пара в регулирующей ступени определяется теплоперепа-
дом Нрс = h0 - hрс, кДж/кг: 
Наибольшим механическим нагрузкам подвергается РС. Теплоперепады по 
различным потокам и перепады давлений в них различны (давление в сегмен-
тах сопловой коробки и в камере РС изменяются пропорционально изменению 
расхода), диск РС нагружается механически неравномерно и в нём возникают 
изгибные напряжения. Чтобы по возможности избежать одностороннего давле-
ния пара на диск РС выбирают соответствующую очерёдность подачи пара в 
сопловую  коробку: одновременно с диаметрально-противоположных сторон. 
КПД РС на частичных нагрузках снижается в связи с дросселированием 
пара в частично открытых РК, но это снижение меньше, чем при дросселирова-
нии всего потока. Поэтому экономичность турбины при частичных нагрузках 
при сопловом парораспределении выше, чем при дроссельном. 
КПД регулирующей ступени всегда ниже, чем последующих ступеней, что 
связано также с потерями энергии за счёт парциальности подвода пара. 
Использование скользящего начального давления (СНД) возможно при 
блочной компоновке оборудования, когда расход пара регулируется котлом, а 
РК турбины остаются в открытом положении. 
Начальная температура пара остается постоянной. 
Процесс расширения (рис. 3.6) при р0 = const идет от h0, а при р0 = var от 
h0ск. Как видно при р0 = var и t0 = const энтальпия пара перед соплами регулиру-
ющей ступени h0ск несколько выше h0 вследствие исключения дросселирования 
пара, в процессе которого снижается его температура.  
Поскольку температурное состояние регулирующей ступени практически 
не меняется во всем диапазоне изменения нагрузки, надежность этого режима 
для турбоагрегата выше. 
С термодинамической точки зрения эффективность цикла определяется па-
раметрами пара в начале процесса расширения. Поскольку давление в начале 
расширения (после РК) в обоих случаях практически одинаково, а температура 
при постоянном давлении ниже (вследствие дросселирования в РК), скользящее 
давление по термическому КПД t цикла при частичных нагрузках превосходит 
постоянное, сочетаемое с дроссельным парораспределением. 
 
 39 
h0 ,h0 скp0
ЦВД
h1p1
h2p2
hп2
П1
П2
pп2
pп1
hп1
hп1.дрен
p0
`
t0
h0 
p
0
t0
p 0
`
h0ск
h1ск
h1дрос
h2ск
h2дрос
h2адрос
h2аск
h
S
Рис. 3.6. Процесс расширения пара при скользящих параметрах 
 
Этот термодинамический выигрыш, определяемый параметрами пара пе-
ред турбиной и в конденсаторе, не зависит от того, каким путем достигается 
скользящее давление: изменением угловой скорости питательного насоса или 
дросселированием рабочей среды в питательных клапанах котла.  
Из этого следует, что термодинамический выигрыш от применения сколь-
зящего давления вместо дроссельного парораспределения при постоянном дав-
лении обусловлен не самим по себе устранением дросселирования рабочего те-
ла, а непостоянством удельной теплоемкости пара Cp, вследствие чего при 
дросселировании свежего пара понижается его температура. 
При использовании водяного пара этот выигрыш тем больше, чем круче 
изотермы на is-диаграмме, то есть возрастает с повышением номинального дав-
ления свежего пара. 
При идеальном сопловом парораспределении t во всем диапазоне режимов 
выше, чем при скользящем давлении (кривая 3 на рис.3.7).  
 
 
 
Рис.3.7. Зависимость термодинамического КПД от 
относительного расхода пара: 
1 – скользящее давление; 2 – постоянное давле-
ние, дроссельное парораспределение; 3 – посто-
янное давление, идеальное сопловое парораспре-
деление; 4 – реальное сопловое парораспределе-
ние; 5 – комбинированное регулирование 
 
 40 
Реальная же установка с сопловым парораспределением, имеющая четыре 
сегмента сопел регулирующей ступени, в которой подвод пара к первым двум 
сегментам сопл изменяется одновременно, совпадает по t с предыдущей, как 
показано выше, только при номинальной нагрузке и режиме с полным подводом 
пара к этим двум группам (точки А и В на рис.3.7.). При меньших нагрузках ре-
альное сопловое парораспределение превращается, по существу, в дроссельное. 
Это связано с заметным снижением термического К цикла (кривая 4).  
Поскольку при скользящем давлении процесс расширения заканчивается 
при более высокой энтальпии не только для РС, но и для ЦВД в целом, для тур-
бины с промперегревом снижается подвод теплоты в промежуточном паропе-
регревателе, что дополнительно повышает экономичность режима р0 = var. 
Недостатком использования скользящего давления является снижение мо-
бильности блока. В этом случае мобильность блока целиком определяется мо-
бильностью котла, инерция которого весьма значительна и измеряется минута-
ми. Поэтому энергоблоки, которые эксплуатируются на скользящем давлении, 
не могут участвовать в регулировании частоты сети, когда изменение мощно-
сти требуется в течение нескольких секунд. 
Один из способов повышения экономичности блоков с сопловым парорас-
пределением во всем диапазоне нагрузок - применение комбинированного ре-
гулирования нагрузки (кривая 5 на рис.3.7). То есть работа при постоянном 
начальном давлении в области больших нагрузок до момента полного прикры-
тия, чаще всего, одной из групп клапанов (точка В) и переход на скользящее 
давление при дальнейшем понижении нагрузки. Таким образом при малых 
нагрузках турбина работает с полностью открытыми регулирующими клапана-
ми, управляющими подводом пара к двум группам сопел регулирующей ступе-
ни, и полностью закрытыми остальными клапанами.  
В этом случае реальное сопловое парораспределение по существу превра-
щается в дроссельное, и начиная с точки В перевод на скользящее давление 
обеспечивает те же преимущества, какие имеет скользящее давление перед ра-
ботой блока с дроссельным парораспределением при постоянном давлении. 
Этот способ регулирования, обладая высокой экономичностью, обеспечи-
вает лишь небольшие колебания температур в регулирующей ступени и повы-
шение мобильности блока, так как за счет открытия (прикрытия) группы клапа-
нов можно быстро изменять его нагрузку. 
Значительный выигрыш в эффективности использования скользящего дав-
ления дает снижение мощности питательного насоса, которая пропорцио-
нальна давлению, им создаваемому. Снижение давления за питательным насо-
сом в соответствии со снижением начального давления возможно при примене-
нии турбопривода либо за счет применения частотного регулирования электро-
двигателя. 
 41 
3.3. Энергетические характеристики паровых турбин и котлов 
 
Графические или аналитические зависимости энергетической характери-
стики устанавливают взаимосвязь между уровнем нагрузки оборудования и за-
тратами энергии на ее производство.  
Графические характеристики, диаграммы режимов, обладают наглядно-
стью, достаточно высокой точностью, но их сложно использовать при расчетах 
на ЭВМ, кроме того, они справедливы только для определенных условий и при 
их изменении требуется внесение поправок. Поэтому в последнее время широ-
кое распространение, как для конденсационных, так и для теплофикационных  
турбоустановок получили аналитические характеристики. 
Состав и вид энергетических характеристик (ЭХ) паровых турбин 
определяется типом установок.  
В общем случае ЭХ содержат следующие зависимости: 
- расхода свежего пара G0 и теплоты в свежем паре Q0, а также удельного 
расхода теплоты на выработку электроэнергии qт от электрической мощности 
Nэ и отпуска теплоты Qт и Qп (для теплофикационных турбин); 
- удельной выработки электроэнергии на отпуске теплоты в Т- и П-отборы 
Wт и Wп (для теплофикационных турбин); 
- температуры питательный воды tпв от расхода свежего пара G0; 
- давления рк и температурного напора tк в конденсаторе от расхода пара в 
конденсатор Dк, а также расхода циркуляционной воды Wов и ее температуры 
на входе tв1;  
- давления и расходов пара на подогреватели системы регенерации и пр. 
ЭХ также содержит графики для определения расхода энергии на соб-
ственные нужды. 
ЭХ строятся при определенных условиях, основные из которых: началь-
ные и конечные параметры пара, пара промперегрева и отбираемого в регули-
руемые отборы; особенности тепловой схемы и др. ЭХ паровых турбин постро-
ены при использовании физического метода, при котором расход теплоты на 
выработку электроэнергии теплофикационными установками находится как 
т0э QQQ  ,                                                  (3.1) 
где  Q0 – расход теплоты в свежем паре на турбину; потт QQQ   – сум-
марная нагрузка отборов: отопительного Qот и производственного Qп. 
Расход теплоты на турбоустановку с промперегревом  
  пппппв000 hGhhGQ  ,                              (3.2) 
где  G0, Gпп – расход пара на турбину и через промежуточный пароперегрева-
тель; h0, hпв – энтальпия свежего пара и питательной воды; hпп = hпп2 – hпп1 – 
разность энтальпий пара на выходе hпп2 и входе hпп1 во вторичный пароперегре-
ватель. Для турбины без промперегрева в (3.2) Gпп = 0. 
 42 
Основная энергетическая характеристика, определяющая экономич-
ность работы турбоагрегата  
Ñ‚
э
Ñ‚ N
Q
q  ,                                              (3.3) 
в общем случае учитывает потери в холодном источнике (в конденсаторе) и 
электромеханические. 
Для конденсационной турбины  
эгмoitт
0КЭС
к
36003600
N
Q
q



  кДж/(кВтч) 
э
860

  ккал/(кВтч), 
где  t, oi, м, г, э – термический КПД цикла, внутренний относительный и 
механический КПД турбины, КПД электрогенератора и абсолютный электриче-
ский КПД турбоустановки. 
В теплофикационных турбинах расход пара условно можно разделить на 
два потока: идущий после использования в турбине на тепловое потребление и 
поступающий в конденсатор, охлаждаемый циркуляционной водой.  
Для первого потока удельный расход теплоты на выработку электроэнер-
гии qтф отличается от единицы (теплового эквивалента) на небольшую величи-
ну потерь: механических, в генераторе и на излучение через тепловую изоля-
цию турбины  
гм
Ñ‚Ñ„
3600
q

  кДж/(кВтч) 
гм
860

  ккал/(кВтч). 
Для второго потока qк дополнительно учитывает потери в конденсаторе: 
гмiкт
эТЭЦ
к
3600
N
Q
q

  кДж/(кВтч) 
гмiк
860

  ккал/(кВтч), 
где  iк – внутренний КПД конденсационного потока. 
По этой причине qк значительно выше, чем qтф. Для современных турбин 
qк/qтф = 1,7…2,5. При этом конденсационная выработка на теплофикационных 
турбинах менее экономична, чем на конденсационных тех же начальных пара-
метров: qкТЭЦ > qкКЭС. 
На режимах работы теплофикационных турбин по электрическому графи-
ку удельный расход теплоты на выработку электроэнергии определяется в за-
висимости от соотношения мощности, развиваемой на теплофикационном Nтф и 
конденсационном Nк потоках  
ктф
кктфтф
Ñ‚
NN
NqNq
q


 .                                       (3.4) 
С увеличением доли теплофикационной мощности qт снижается. Величина 
qт зависит от тепловой нагрузки и давления в регулируемых отборах (рт, рп). 
 43 
В нормативных ЭХ приводятся зависимости ис-
ходно-номинального значения бр
исх,тq  от электриче-
ской и тепловой мощности турбины при принятых 
при построении ЭХ (фиксированных) условиях.  
В общем случае )р,р,Q,Q,N(fq нот
н
потпТ
бр
исх,т  . 
Чтобы получить номинальное значение бр
ном,тq  
необходимо к найденной его исходно-номинальной 
величине бр
исх,тq  ввести поправки на отклонение фак-
тических значений внешних факторов от фиксиро-
ванных. 
 
Ñ‚N
Ñ‚q
0D
0Q
 
Рис. 3.8. Основная ЭХ  
конденсационных турбин 
Для конденсационных турбин обычно на 
одном графике строят все три основные зависи-
мости  (рис. 3.8). 
Для турбин типа Т обычно приводится 
набор графиков зависимости брисх,тq  от электри-
ческой Nт и тепловой Qот нагрузки турбины при 
нескольких значениях давления в отопительном 
отборе рот (рис. 3.9). 
Графики строятся отдельно для режимов 
одно- и двух- ступенчатого подогрева сетевой 
воды. В первом случае определяющим является 
давление в нижнем ртн, во втором – в верхнем 
ртв отопительном отборе. 
 
Ñ‚q
Ñ‚N
0Q'от 
maxQ ''''от 
''
отQ
'''
отQ
отр =const 
''''
отQ
'''''
отQ
 
 
Рис. 3.9. Основная ЭХ турбин  
типа Т:  ''''
от
'''
от
''
от
'
от QQQQ   
На рис. 3.9 левая (пунктирная) линия отображает режимы с минимальным 
расходом пара в конденсатор, правая (штрих-пунктирная) – с максимальным 
расходом свежего пара. Заштрихованная область характеризует возможные ре-
жимы с естественным повышением давления (ЕПД).  
При ЕПД в регулируемом отборе устанавливается давление выше необхо-
димого для подогрева сетевой воды до заданной температуры 
рсв
сп
1c2c
СG
Q
tt

 .                                    (3.5) 
На режимах ЕПД происходит резкое снижение экономичности. При ЕПД в 
верхнем отопительном отборе применяется обвод верхнего сетевого подогрева-
теля (СП) или переход на одноступенчатый подогрев сетевой воды.  
Для турбин типа ПТ в НЭХ может приводиться набор графических зави-
симостей брисх,тq  от мощности турбины Nт и Qп при нескольких значениях Qот и 
фиксированных величинах рот и рп. 
Иной способ представления характеристики qт турбин типа ПТ использует 
ОАО «Белэнергоремналадка».  
 44 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рис. 3.10. Основная ЭХ турбин типа ПТ 
 
Эти графики состоят из двух квадрантов (рис. 3.10):  
 основного, представляющего зависимость фиктивного (в предположе-
нии, что величина нагрузки отопительного отбора равной нулю) удельного рас-
хода теплоты на выработку электроэнергии qтф  в зависимости от фиктивной 
мощности турбины Nтф, нагрузки производственного отбора Qп и расхода пара 
на входе в ЧСД 
вх
ЧСДG ; 
 вспомогательного, где представлены зависимости поправки к мощности 
турбины Nт на величину нагрузки отопительного отбора Qот.  
На рисунке в левом квадранте сплошными представлены линии постоян-
ной нагрузки производственного отбора Qп, штрих-пунктирными  линии по-
стоянного расхода пара на входе в ЧСД 
вх
ЧСДG . Штриховкой показана возможная 
область ЕПД в производственном отборе. 
Для определения qт вначале с использованием правого вспомогательного 
квадранта по величине Qот находится приближенное значение поправки к мощ-
ности турбины N′т. Далее по главному графику определяется значение 
вх
ЧСДG  по 
величинам фиктивной мощности турбины Nтф = Nт + N′т и нагрузки производ-
ственного отбора Qп. Затем определяется новое значение поправки 
)G,Q(fN вхчсдотт   и находится величина фиктивного удельного расхода теплоты 
на выработку электроэнергии qтф по уточненной фиктивной мощности турбины 
Nтф = Nт + N′т и нагрузке производственного отбора Qп. Исходно-номинальное 
значение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии окончатель-
но рассчитывается по формуле  
Ñ‚
от
Ñ„
Ñ‚
Ñ„
тбр
исх,т
N
QNq
q


. 
Ñ‚N
Ñ„
Ñ‚q
МВт
чкВт
ккал
 0Q'п 
вх
minчсдG 
Ñ„
Ñ‚N
'''
пQ
max
пQ
''
пQ
''''
пQ
'Gвхчсд
''Gвхчсд '''Gвхчсд ''''Gвхчсд
вх
max,чсдG
max
отQ
вх
чсдG
тN
''''
отQ
0Q'от 
'''
отQ
''
отQ
МВт
ч/т
 45 
При оптимизации режимов параллельной работы турбоустановок обычно 
используется относительный прирост расхода теплоты, который представля-
ет собой относительный (частичный) прирост расхода теплоты в свежем паре 
при единичном увеличении нагрузки турбоагрегата 
Ñ‚
0
dN
dQ
r  .                                                           (3.6) 
Расход теплоты конденсационной турбоуста-
новкой с дроссельным парораспределением может 
быть разложен на составляющие, как показано на 
рис. 3.11. 
Главная составляющая (1) – полезно использу-
емая энергия, остальное – потери. Наибольшие из 
них – потери в конденсаторе (2), которые растут 
пропорционально нагрузке и включают в себя по-
тери с выходной скоростью пара и фазовым пере-
ходом. Потери, связанные с дросселированием в 
регулирующих клапанах (3), по мере открытия 
клапанов уменьшаются и при полном открытии 
клапанов практически отсутствуют. Механические 
 
 
Рис. 3.11. Составоляющие 
расхода теплоты 
турбоустановкой 
потери в подшипниках (4) и потери электрического генератора (5) практически 
не зависят от нагрузки. 
Экономичность турбоагрегатов при малой нагрузке резко снижается. Ре-
жим работы агрегатов с малой нагрузкой допустим лишь как вынужденный и 
непродолжительный. В периоды прохождения провалов графиков нагрузки 
следует проверять целесообразность останова части агрегатов, вместо глубоко-
го разгружения. 
Относительный расход теплоты на режиме холостого хода Qхх/Q0ном зави-
сит от соотношения начальных и конечных параметров рабочего процесса и от 
мощности турбоагрегата, и для современных, мощных конденсационных тур-
боагрегатов составляет 3…7%. Расход пара и теплоты на холостой ход и отно-
сительный прирост имеют большее значение для оценки экономичности работы 
турбоагрегатов и для рационального выбора режимов их эксплуатации.  
Для конденсационных турбин энергетиче-
ская характеристика Q0 = Qэ.= f (Nт) в зависимо-
сти от особенностей парораспределения изоб-
ражается в виде одной выпуклой кривой (для 
случая дроссельного парораспределения) или их 
сочетания (в соответствии с числом открытых 
клапанов – для соплового парораспределения), 
так как в турбинах с сопловым парораспределе-
нием в точке включения каждого клапана про-
исходит скачкообразное увеличение r вслед-
ствие возрастания потерь на дросселирование в 
открываемом клапане (рис. 3.12).  
 
 
 
Рис. 3.12. ЭХ турбины 
с сопловым парораспределением 
 46 
В общем случае действительная ЭХ кон-
денсационной турбины может иметь как выпук-
лые, так и вогнутые участки. Выпуклость харак-
теристики означает, что приросты расхода теп-
лоты r = f (Nт) являются падающими, вогнутость 
– возрастающими.  
Однако нелинейность характеристики  
Q0 = f (Nт) небольшая и находится в диапазоне 
опытного ее определения зависимости, поэтому 
для удобства практического использования ЭХ в 
инженерных расчетах ее обычно спрямляют 
(рис. 3.13). Для спрямленной ЭХ constr  . 
Аналитическое выражение прямолинейной 
ЭХ 
 
Ñ‚N
r
,q Ñ‚
Ñ‚q
r
Ñ…Ñ…Q
0Q
а
) 
Ñ‚N
r
,q Ñ‚
Ñ‚q
1r
Ñ…Ñ…Q
0Q
2r
б
) 
 
Рис. 3.13. Спрямленная ЭХ 
тхх0 NrQQ  ,                                               (3.7) 
При этом зависимость  
Ñ‚
Ñ…Ñ…
Ñ‚
0
Ñ‚
N
Q
r
N
Q
q                                              (3.8) 
является гиперболой с асимптотой, равной r. При Nт = 0 величина qт стремится 
к бесконечности (рис. 3.13).  
На практике также используются спрямленные ЭХ теплофикационных 
турбин 
 ттфтфкткхх0 QN)rr(NrQQ ;                          (3.9) 
ххп
в
пот
в
оттф NQWQWN  ,                                     (3.10) 
где  тфк r,r  – относительный прирост расхода теплоты по конденсационному 
и теплофикационному циклам; 
в
п
в
от W,W  – внутренняя удельная выработка 
электроэнергии на тепловом потреблении для отопительного и производствен-
ного отборов; 
ххN  - условная мощность холостого хода. 
Уравнения ЭХ турбоагрегатов с одним отопительным отбором (типа Т) или 
с противодавлением (типа Р) представляет собой частный случай выражений 
(3.9), (3.10). Так для турбин типа Т пQ = 0 и  тQ  = отQ , а для турбин типа Р 
 тQ = прQ , N = Nтф . В последнем случае 
пртфтфхх0 QNrQQ  .                                (3.11) 
Энергетические характеристики вида (3.7) – (3.11) удобны для пользова-
ния, однако отличаются сравнительно невысокой точностью вследствие нели-
нейности действительных характеристик, особенно значительной при нагрузках 
ниже 40% номинальной, и отсутствием непосредственной зависимости элек-
трической мощности от давления в отборах.  
 47 
При нагрузке турбины 50 … 100% номинальной погрешность их составля-
ет около 2%, однако при нагрузках ниже 50% может достигать 6%.  
Оптимизация режимов, то есть распределение нагрузок между парал-
лельно работающими турбоустановками по-разному осуществляется в зави-
симости от характера изменения r. 
При вогнутых ЭХ (r растет с нагружением турбоагрегата) оптимальным 
является распределение нагрузок между параллельно работающими агрегатами 
из условия равенства r. Для турбин одного типа, имеющих одинаковое техниче-
ское состояние это означает равномерное (симметричное) распределение нагру-
зок. 
При выпуклых ЭХ это условие обеспечивает не минимальный, а макси-
мальный суммарный расход теплоты на параллельно работающие агрегаты. 
При падающих r оптимальным будет неравномерное распределение нагрузок: 
одна из турбин работает с номинальной нагрузкой, а другая покрывает остав-
шуюся. 
Энергетические характеристики котлоагрегатов строятся в зависимости 
от их паро- Dк или тепло- Qкбр производительности (рис. 3.14). 
Теплопроизводительность котла в общем случае определяется по формуле 
 
      отквпр2ппвпрпвпрпрпппппвпепебрк QhhDhhDhDhhDQ  ,     (3.12) 
 
где  Dпе, Dпп – расход выработанного перегретого пара (Dпе = Dк) и пара на 
входе в промежуточный пароперегреватель; Dпр, впрD  – расход продувочной 
воды и воды на впрыск во вторичный пароперегреваталь; hпе, hпв, hпр – энталь-
пии перегретого пара, питательной и котловой (продувочной) воды; hпп = hпп2 
– hпп1 – разность энтальпий пара на выходе hпп2 и входе hпп1  вторичного паропе-
регревателя; hвпр – энтальпия впрыскиваемой во вторичный пароперегреватель 
питательной воды; Qкот – теплота, отпущенная из котлоагрегата с насыщенным 
паром, воздухом или водой (включая сетевую воду теплофикационных эконо-
майзеров) на сторону или на собственные нужды котла, а также тепло постоян-
но действующих пробоотборных точек и солемеров.  
Кроме зависимостей для КПД брутто брк и всех составляющих потерь 
 
бр
к = 100 – q2 – q3 – q4 – q5 –q6, %,                                (3.13) 
 
где  q2, q2, q2, q2, q2, q2, – потери теплоты с уходящими газами, с химическим и 
механическим недожогом, на внешнее охлаждение, потери с физическим теп-
лом шлака и с охлаждением конусов горелок, мазутных форсунок, панелей и 
балок топки  и  пр.); коэффициента избытка воздуха в режимном сечении (за 
пароперегревателем), рс; присосов воздуха на тракте режимное сечение – по-
следняя поверхность нагрева Δух; температуры уходящих газов tух также при-
водятся зависимости, отражающие расходы энергии на собственные нужды 
 48 
котлоагрегатов: удельные расходы тепла на калориферы qкф и электроэнергии 
на тягу и дутье Этд,, пылеприготовление Эпыл, питательные насосы Эпн. 
 
 
Рис. 3.14. Нормативная характеристика котлоагрегата Пп-1000-255 при сжигании газа 
 
Основные условия построения ЭХ котлоагрегатов: параметры генерируе-
мого пара, вид и характеристика сжигаемого топлива, температура холодного 
воздуха на всасе дутьевого вентилятора и воздуха на входе в воздухоподогрева-
тель (при включенном калорифере), температура питательной воды и мазута, 
поступающего в форсунки и др. 
Статические характеристики котлоагрегатов при изменении нагрузок ин-
дивидуальны, поскольку зависят от их конструкции, типа топочных устройств 
и вида сжигаемого топлива.  
 49 
ЭХ котлов обычно вогнута, то есть зависимость величины относительного 
прироста расхода топлива, как и прироста потерь, от нагрузки является возрас-
тающей. При таком виде ЭХ для минимизации расхода топлива нагрузка между 
котлами должна распределяться из условия равенства прироста:  
idem
dQ
dB
пе
 . 
Это значит, что нагрузка между параллельно работающими однотипными 
котлами, сжигающими одинаковое топливо и имеющими равное техническое 
состояние должна распределяться равномерно. В процессе эксплуатации 
происходит ухудшение технического состояния котла и его КПД. При этом сам 
вид ЭХ примерно сохраняется, принцип распределения нагрузок остается тем 
же, но, больше нагружаться будет котел с лучшим техническим состоянием.  
Анализ характеристик газо-мазутных котлов показывает, что при разности 
КПД котлов в 1% при одинаковой производительности, разность в их нагрузках 
при оптимальном ее распределении должна составлять 8…10%. 
 
3.4. Регулирование нагрузки ГТУ и ПГУ 
 
Проектирование ГТУ выполняют для расчетного (базового) режима по 
нормам Международной организации стандартов — ISO (документ 2314) при 
следующих параметрах воздуха: температуре tнв = 15 °С, давлении рнв = 0,1013 
МПа, влажности нв = 60 % и номинальной нагрузке.  
Остальные режимы работы являются переменными (нерасчетными) из-за 
изменения параметров наружного воздуха и нагрузки установки! 
Частичные нагрузки ГТУ характеризуются совокупностью параметров, за-
кономерность изменения которых образует статическую характеристику 
ГТУ. Совокупность параметров рабочего тела на равновесных режимах удобно 
наносить на характеристику компрессора, которая позволяет более наглядно 
представить особенности работы ГТУ (рис. 3.15).  
Одновальная приводная 
ГТУ, в которой потребитель 
полезной мощности работает 
при переменной n, имеет ре-
жимную линию вида а—b, а 
генераторная — вида а—с 
(рис. 3.15). 
На характеристике ком-
прессора можно выделить зо-
ну возможного (по условиям 
надежной эксплуатации) раз-
мещения режимной линии со 
следующими границами: 
 
Рис. 3.15. Универсальная характеристика компрессора 
( Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов, Ю.С. 
Подобуев, Е.Е. Левин) 
 50 
- граница помпажа компрессора /—/. Ограничение - неустойчивая работа 
компрессора; допустимое приближение режимной линии к границе помпажа 
задается коэффициента запаса по помпажу (не менее 10…20%) 
- линия предельной температуры газов //—//. Превышение предельной 
начальной температуры газов Т3пред недопустимо из-за ее сильного влияния на 
ресурс ГТУ. Уровень Т3пред устанавливают на режиме максимальной мощности; 
обычно Т3пред  = Т3ном + 20..40оС; 
- линия предельной частоты вращения ротора ///—///. Ограничение по nпред 
- требования прочности, обычно nпред = 1,08..1,10 % nном. 
- линия минимальной температуры газов IV—IV. Т3min ограничивает об-
ласть устойчивой работы камеры сгорания по минимальному расходу топлива. 
- линия минимальной частоты вращения ротора V—V. Определяется тре-
бованием надежной работы камеры сгорания и динамической устойчивостью 
режима работы ГТУ. 
Проектирование многоступенчатых осевых компрессоров и определение 
их КПД η*изк, расхода воздуха на входе в компрессор Gк или Vк, степени повы-
шения давления πк* выполняют для расчетного (базового) режима по ISO 2314 
и номинальной нагрузке N =100%. Применительно к этому режиму определяют 
площадь проходных сечений ступеней проточной части, геометрию лопаточно-
го аппарата и другие параметры.  
Остальные режимы работы компрессора являются переменными (нерас-
четными) из-за изменения параметров (в первую очередь tнв) наружного возду-
ха и нагрузки N  установки.  
Для определения влияния режима работы компрессора на основные пара-
метры рабочего тела используют зависимости πк* и η*изк от расхода Gк или Vк.  
Характеристики компрессора можно построить для абсолютных значений 
параметров, используя Gк или Vк для ряда физических значений частоты враще-
ния ротора компрессора nф. Для осевого компрессора энергетической ГТУ nфном 
= const. В режимах пуска и останова nф = var (nф < nфном). На линии nфном = const 
будут располагаться точки режимов работы энергетической ГТУ (с соответ-
ствующими значениями πк* и Vк при определенном η*изк) в зависимости от N  и 
начальной температуры газов Тнт.  
Так как характеристики компрессора меняются при Тнв = var, и их необхо-
димо привести к условиям ISO, то применяют универсальные характеристики 
(рис. 3.16), построенные в соответствии с гидродинамической теорией подобия.  
Удобно использовать приведенные параметры, которые не зависят от Тнв: 
- относительная приведенная частота вращения 
                                              (3.14) 
где Т*нв0 = 15 °С (по ISO); Т*нв— текущая Тнв, °С. Кривые прn  (рис. 3.16) назы-
ваются изодромами. В расчетном режиме прn  = 1, а приведенная частота вра-
щения nпр = прn nф; 
 
 51 
 
 
Рис. 3.16. Зависимость основных параметров компрессора от режима его работы, построен-
ная по универсальным параметрам — универсальная характеристика компрессора 
( Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н.) 
 
- относительный приведенный расход воздуха 
                                                     (3.15) 
где GК, GK0 — массовые расходы воздуха нерасчетного и расчетного режимов 
работы, кг/с; р*нв, р*нв0 — давления наружного воздуха нерасчетного и расчет-
ного режимов работы, МПа. 
Номинальная электрическая нагрузка энергетической ГТУ, определяемая 
по ISO, изменяется в процессе эксплуатации под влиянием внешних условий: 
Тнв, Рнв, нв, характеристик топлива, работы энергосистемы (cos ), изменения 
сопротивлений тракта подвода воздуха (Рвх) и отвода уходящих газов (Рвых).  
Электрическую нагрузку Nэ можно регулировать: снижать для работы на 
частичных режимах или временно повышать для получения максимального 
(пикового) значения, воздействием на топливные клапаны системы топливопо-
дачи. Важнейшие параметры регулирования: Тнт, Gк.  
Изменять нагрузку ГТУ можно двумя способами регулирования: 
- количественным (изменение расхода рабочего тела G) 
- качественным (изменение полезной удельной работы НГТУ). 
Более выгодно количественное регулирование при практически неизмен-
ных температуре и давлении рабочего тела.  
 52 
При качественном регулировании 
понижение нагрузки сопровождается 
снижение Тнт и πк при небольшом увели-
чении Gк. При снижении нагрузки от 100 
до 50% примерно:  
Тнт50% / Тнт100% ~ 0,6  
πк50% / πк100% ~ 0,6..0,7 
Gкт50% / Gкт100% ~ 1,08..1,10 
При этом происходит значительное 
снижение полезной работы НГТУ и КПД 
ГТУ (рис. 3.17). 
 
 
Рис. 3.17. Характеристика одновальной  
энергетической (генераторной) ГТУ 
( Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов, 
Ю.С. Подобуев, Е.Е. Левин) 
Массовый расход воздуха Gк, всасываемый осевым компрессором, при 
неизменной геометрии его проточной части примерно постоянен и в широких 
областях эксплуатации не зависит от πк, однако Gк зависит от параметров 
наружного воздуха. 
Спроектированная для определенных условий газовая турбина (ГТ) ведет 
себя как сопло критического истечения с постоянным массовым расходом, т.е. 
Gк и Тнт жестко определяют Рнт и πк, то есть Рнт и πк получаются из пропускной 
способности ГТУ. 
Отклонение от параметров по ISO (прежде всего Тнв) отражается на режиме 
работы ГТУ. 
При высокой Тнв, то есть при низких значениях приведенной (аэродинами-
ческой) частоты вращения ппр, допустимого максимума достигает Ткт. С целью 
защиты последней ступени лопаток и диффузора ГТ возможно снижение Тнт, 
что позволяет понизить Ткт до допустимых пределов.  
При очень низкой Тнв повышаются Gк и Nэ, что требует ограничения пода-
чи топлива или всасываемого компрессором воздуха, то есть перехода на ча-
стичную нагрузку, величина которой определяется пропускной способностью 
компрессора и максимальной нагрузкой электрогенератора.  
По условию работы энергосистемы может потребоваться эксплуатация 
ГТУ на частичной нагрузке воздействием на топливные клапаны ГТУ.  
Частичную нагрузку можно реализовать изменением Тнт или изменением 
угла установки ΔαВНА входного направляющего аппарата (ВНА) и поворотных 
направляющих аппаратов (ПНА) компрессора. Последнее решение, соответ-
ствующе количественному регулированию, более эффективно и применяется на 
современных ГТУ. Возможное снижение нагрузки: 30…40% при использование 
только ВНА и 50% при использовании совместно с ВНА нескольких ПНА. 
ВНА предназначены для повышения запаса устойчивости при пусковых 
режимах и регулирования Gк с целью снижения Nэ с сохранением Тнт и Ткт. По-
следнее важно при работе ГТУ в составе ПГУ, т.к. позволяет поддерживать 
практически постоянными параметры генерируемого в котле-утилизаторе пара. 
 53 
Совмещенная характеристика энергетической ГТУ типа GT13E2 (фирма 
Alstom) и изменение ее показателей в процессе эксплуатации на различных 
нагрузках показаны на рис. 3.18.  
 
 
 
Рис. 3.18. Режимы работы энергетической ГТУ на совмещенной характеристике ГТУ типа 
GT13E2 фирмы AIstom (а) и изменение параметров ее работы на частичных нагрузках (б): 
А - входной направляющий аппарат компрессора открыт (Nэ =100%, номинальная нагрузка); 
В - ВНА прикрыт (Nэ = 80%); С - ВНА минимально открыт (Nэ = 60%); 1,2,3-точки режимов 
регулирования нагрузки ГТУ с использованием ВНА; 4 - понижение нагрузки ГТУ уменьше-
нием начальной температуры газов Тт (Nэ = 20%); ηэ. - КПД производства электроэнергии 
ГТУ; Gпр - приведенный (аэродинамический) расход воздуха компрессора 
 
 
Положение ВНА компрессора ГТУ в зависимости от нагрузки фиксирует 
линии постоянно восстанавливаемой приведенной (аэродинамической) частоты 
вращения ппр на полях характеристики А, В, С. При частичных нагрузках с при-
крытием ВНА они смещаются в сторону меньших значений приведенного 
(аэродинамического) расхода воздуха Gnp. Точки режимов 1, 2, 3 (рис. 3.18, а) и 
соединяющая их линия эксплуатации ГТУ при различных нагрузках соответ-
 54 
ствуют условиям ISO (ппр = 1,0) и прикрытию ВНА: точка 1 в поле А характе-
ристики соответствует номинальной нагрузке Nэ = 100%; точка 2 в поле В - 
нагрузке Nэ = 80%; точка 3 в поле С - нагрузке Nэ = 60%. 
Снижение нагрузки ГТУ, начиная с номинальной, осуществляется умень-
шением расхода воздуха через компрессор с помощью ВНА. В результате этого 
падает степень повышения давления в компрессоре πк и возрастает температура 
Ткт при постоянном значении температуры Тнт (рис. 3.18, б). В дальнейшем, ес-
ли достигнуто максимально допустимое значение температуры Ткт снижение 
нагрузки (поле С характеристики установки) осуществляется как прикрытием 
ВНА до минимального положения, так и некоторым уменьшением Тнт, воздей-
ствием на топливные клапаны. 
Дальнейшее понижение нагрузки энергетической ГТУ до значения N = 
20% (точка 4 на характеристике) при полностью прикрытом ВНА осуществля-
ется только уменьшением массового расхода топлива в камеры сгорания и Тнт. 
Это приводит к снижению πк при незначительном изменении приведенного 
(аэродинамического) расхода воздуха Gпр. Пропорционально уменьшению Тнт 
снижается температура Ткт.  
Следует иметь в виду, что снижение и повышение нагрузки ГТУ с помо-
щью ВНА осуществляется при одновременном изменении расхода топливаВ 
схемах наиболее распространенных ПГУ утилизационного типа (УПГУ) ос-
новными являются ГТУ: от режима их работы зависят характеристики всей 
ПГУ. Элементы паросиловой части: котлы-утилизаторы (КУ), паротурбинные 
(ПТУ) и деаэраторно-питательные установки являются пассивными, так как их 
работа определяется количеством Gкт, температурой tкт и составом выходных 
газов ГТУ.  
Обычно КУ УПГУ работает при скользящих параметрах генерируемого 
пара, определяемых Gкт и tкт, а паровая турбина имеет дроссельное парораспре-
деление и работает с полностью открытыми регулирующими клапанами. Исхо-
дя из работы при скользящем давлении, турбина не имеет регулирующей сту-
пени ЧВД. Также ПТУ не имеет отборов в систему регенерации. Предусматри-
вается подвод пара из нижнего (и среднего - при их наличии) контура КУ, а в 
теплофикационных ПГУ - регулируемые отборы пара на сетевые подогреватели 
(СП). Современные, наиболее экономичные ПГУ могут выполняться с промпе-
регревом пара. 
Выбор метода регулирования мощности ГТУ (количественное или каче-
ственное) влияет на параметры выходных газов, что, в свою очередь, изменяет 
параметры и количество генерируемого пара в КУ. Вследствие изменение Gкт и 
tкт изменяется также интенсивность теплообмена в КУ за счет изменения плот-
ности, расхода газов и скорости обтекания ими поверхностей нагрева (~5..10% 
при снижении нагрузки ГТУ на 50%). 
Режим работы КУ определяет условия работы ПТУ: изменение давлений в 
контурах КУ ведёт к изменению теплоперепадов в цилиндрах ПТУ, а измене-
ние расхода пара в этих контурах влияет на значение внутренних относитель-
ных КПД цилиндров и величину вырабатываемой ПТУ мощности.  
 55 
Использование промежуточного перегрева еще более усложняет систему: 
теплосъем в промежуточном пароперегревателе зависит от параметров пара на 
выхлопе ЦВД и, в то же время, определяет тепловой режим в следующих по 
ходу газов поверхностях нагрева КУ. 
Изменение температуры наружного воздуха tнв в большой степени влия-
ет на основные характеристики ГТУ: при снижении tнв увеличивается плотность 
и расход воздуха через компрессор, электрическая мощность и КПД ГТУ, рас-
ход выходных газов Gкт, а их температура tкт, наоборот, снижается.  
При понижении tнв от +15 до -15оС  эти изменения составляют: 
N    + 7..13..20% Gкт  + 6..10..15% tкт -15…-18оС…-25оС 
Как отмечено выше, разгрузка современных энергетических ГТУ от 100% 
до 50..60%Nном производится количественным способом за счет прикрытия 
ВНА и ПНА компрессора (количественное регулирование). При этом tнт и tкт 
остаются примерно постоянными (для ряда ГТУ tнт несколько возрастает).  
При неизменной температуре газов на входе в КУ снижение их расхода Gкт 
приводит к снижению расхода пара из КУ (при примерно неизменном соотно-
шении расхода пара из контуров высокого и низкого давлений).  
При переходе к качественному регулированию происходящее снижение tнт 
и tкт приводит к большему относительному снижению расхода пара верхнего 
контура и относительному увеличению расхода пара нижнего контура. 
Кроме того, с учетом минимального температурного напора в КУ может 
происходить вынужденное снижение температуры генерируемого в КУ пара и 
повышение конечной влажности в последних ступенях ЧНД турбины. 
Как указывалось выше, снижение tкт происходит также с понижением tнв.  
Если из-за влияния tнв не удается стабилизировать параметры рабочего тела 
ПТУ, может потребоваться дожигание топлива в среде газов перед КУ, что 
усложняет установку, повышает ее стоимость и снижает экономичность. Сте-
пень дожигания увеличивается с понижением tнв и нагрузки ПГУ (ГТУ). 
Изменение теплоперепадов в паровой турбине на различных режимах ПГУ 
не значительно, и определяющее влияние на изменение мощности ПТУ оказы-
вает изменение паропроизводительности КУ.  
Для примера на рис. 3.19  приведены зависимости КПД и мощности ПГУ-
400 на базе современных ГТУ типа SGT5-4000F Siemens (а) и GT26 Alstom (б) 
от относительной нагрузки n и температуры наружного воздуха tHB 
http://ispu.ru/abstract/37 
Тепловая схема УПГУ может быть как моноблочной (1хГТУ + 1хКУ + 
1хПТУ + 1хЭГ), так и дубль-блочной (2хГТУ + 2хКУ + 1хПТУ +  3хЭГ) и даже  
трипл-блочной (3хГТУ + 3хКУ + 1хПТУ + 4хЭГ).  
В тепловых схемах ПГУ, выполненных по дубль-блочной или трипл-
блочной схеме, возможны различные варианты разгружения ГТУ — парал-
лельный или последовательный, — что сказывается на показателях ПГУ. В 
каждом конкретном случае необходимо выбирать оптимальную программу раз-
гружения.  
 
 56 
 
а) 
 
б) 
 
Рис. 3.19. Зависимость КПД и мощности ПГУ-400 с SGT5-4000F Siemens (а) и  
GT26 Alstom (б) от относительной нагрузки n и температуры наружного воздуха tHB 
 
Перевод дубль-блоков ПГУ на малых нагрузках (менее 50%) в режим «по-
лублока» с отключением одной ГТУ позволяет сохранить КПД ПГУ на высо-
ком уровне и получить экономию в удельном расходе топлива около 10% по 
сравнению с работой в режиме «блока».  
С разгрузкой до 50% КПД моноблоков ПГУ снижается на 3,5..5 %, а КПД 
паротурбинных блоков - на 1,5 %, поэтому при совместной работе ПГУ и ПТУ 
разгрузка последней выгоднее по критерию минимального прироста удельного 
расхода условного топлива. 
 
 
4. РЕЖИМЫ ПУСКОВ И ОСТАНОВОВ ОСНОВНОГО  
ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС 
4.1. Пуски котлоагрегатов и паровых турбин  
 
Для станций с поперечными связями пуск котельного агрегата и турбины 
могут производиться как в «блочном» режиме, когда пуск котла и турбины 
 57 
совмещены, так и раздельно, когда пуск котла производится на общестанцион-
ную магистраль, независимо от того, пускается турбина или нет, а пуск турби-
ны производится от общестанционной магистрали, независимо от пуска котла, 
и эти процессы могут происходить в разное время.  
Пуск барабанного котельного агрегата  
Пуск котла после длительного останова начинается с внешнего осмотра 
котла. Проверяются его поверхности нагрева, обмуровка, гарнитура и арматура, 
контрольно-измерительные приборы, элементы ручного и автоматического 
управления. Производится пробное включение в работу и проверяется автобло-
кировка тягодутьевых механизмов. Проверяются системы защиты.  
Запрещается пуск котла при неисправности средств защиты  
Затем производится подготовка растопочной схемы для пуска («сборка» 
схемы) то есть приведение её в работоспособное для данных операций состоя-
ние: подводится напряжение ко всем потребителям электроэнергии; запорная и 
регулирующая арматура приводится в состояние, соответствующее инструкции 
по пуску (открыто или закрыто). 
Например, для пуска 
котла с растопочной схе-
мой, приведённой на 
рис.4.1, необходимо вы-
полнить следующие опе-
рации: закрыть дренажи 
4, открыть воздушники 6 
и вентиль на линии про-
дувки пароперегревателя 
7; главная паровая за-
движка 8 остаётся закры-
той, а дренаж перед ней 
открывается, чтобы обес-
печить возможность про-
грева паропровода и пре-
дупредить гидравличе-
ские удары при конден-
сации пара, поступающе-
го в холодный паропро-
вод. 
 
Рис. 4.1 Растопочная схема барабанного котла,  
работающего на общестанционную магистраль 
Следующие этапы растопки: 
- заполнение котла водой, 
- растопка котла до обеспечения устойчивого горения факела, 
- повышение параметров пара до номинальных значений. 
Во избежание интенсивной коррозии внутренних поверхностей труб за-
полнение котлоагрегата перед растопкой производится деаэрированной водой. 
Температура воды, поступающей в барабан не должна отличаться от темпера-
туры металла барабана более чем на 40оС, иначе есть опасность появления 
чрезмерных температурных напряжений. Скорость заполнения должна быть та-
 58 
кой, чтобы обеспечить равномерный прогрев барабана (максимальная разность 
температур между двумя любыми точками, в частности между верхом и низом, 
не должна превышать 60оС).  
Барабан заполняется водой до нижнего уровня, так как при растопке котла 
уровень повышается за счёт разогрева воды, увеличения её удельного объёма и 
вытеснения из экранных поверхностей. После заполнения котла проводится 
проверка его герметичности; если уровень снижается, то необходимо отыскать 
место утечки и устранить её, а затем дозаполнить котёл и перейти к следующим 
операциям.  
Перед растопкой и при останове котла топка и все газоходы должны вен-
тилироваться для удаления из них взрывоопасной смеси воздуха с газами и не-
сгоревшим топливом. Особенно тщательно вентилируются котлы, работающие 
на газовом топливе. Длительная вентиляция остановленного котла может при-
вести к быстрому его расхолаживанию и появлению термических напряжений в 
толстостенных элементах, в первую очередь в барабане. Поэтому вентиляция 
барабанных котлов более 15 минут запрещена. 
Для газоплотных котлов, работающих под наддувом, вентиляция осу-
ществляется включением дутьевой установки; для котлов, работающих на 
уравновешенной тяге, - включением дымососов и дутьевых вентиляторов 
Растопка котла осуществляется, как правило, на растопочном топливе 
(газ, мазут). При работе на твёрдом топливе переход на основное топливо про-
исходит только после включения котла в магистраль и достижения определён-
ной нагрузки (для низкореакционных топлив ~30%). 
Скорость растопки (повышение дав-
ления) обеспечивается расходом подавае-
мого топлива (тепловыделения в топке) и 
уровнем нарастания давления, в первую, 
очередь в барабане котла (рис. 4.2). 
Скорость роста давления регулирует-
ся за счет изменения сопротивления расто-
почной линии изменением степени откры-
тия дренажных магистралей. При полном 
закрытии растопочной линии скорость ро-
ста давления в барабане, а, значит, и темпе-
ратуры насыщения определяется интенсив-
ностью парообразования в поверхностях 
нагрева. 
 
Рис. 4.2. График пуска котлоагрегата  
Е-420-140: рб – давление в барабане,  
tн – температура насыщения 
При растопке из различных тепловых состояний набор параметров ведут в 
соответствии с графиком пуска.  
В процессе растопки и останова котла ведётся контроль за температурным 
режимом барабана. При прогреве барабана учитывают, что верхняя часть про-
гревается более интенсивно за счёт конденсации паров (коэффициент теплоот-
дачи намного выше, чем от воды к стенке). 
В котлах с естественной циркуляцией температурный режим поверхностей 
нагрева зависит от степени их обогрева и их гидравлических характеристик. 
 59 
Отсюда необходимо разжигать такие горелки, которые обеспечивают максимум 
равномерного тепловыделения в топке. 
Пароперегреватель обычно охлаждается собственным паром, для чего со-
здаётся проток пара по растопочной линии. Из-за небольшого количества пара, 
проходящего через пароперегреватель, его скорость невелика, и коэффициент 
теплоотдачи стенка – пар снижается, что может привести к росту температуры 
металла и пережогу трубок. Для предотвращения этого обеспечивают продувку 
радиационных поверхностей в количестве не менее 5% номинального расхода в 
начале растопки и не менее 20% перед включением котла в сеть.  
При пуске барабанных котлов отсутствует надёжное охлаждение водяного 
экономайзера (ВЭК), так как барабан особенно на начальных этапах растопки 
подпитывается импульсно, эпизодически. В результате, в выходных участках 
ВЭК может происходить перегрев воды, её вскипание и образование пара. Для 
защиты труб используют рециркуляцию воды из барабана в ВЭК или непре-
рывную прокачку воды через экономайзер с возвратом её в деаэратор. 
После набора параметров и прогрева паропровода от котла до общестан-
ционной магистрали осуществляется включение его в магистраль при давле-
нии в барабане на 0,1..0,2 МПа ниже, чем в ней (с целью предотвращения вски-
пания воды в барабане).  
После подключения котла к магистрали закрывают арматуру на линиях 
продувки и поднимают нагрузку котла до заданного уровня. 
Пуск прямоточных котлоагрегатов 
Главной особенностью пуска прямоточных котлов является то, что у них с 
самого начала растопки осуществляется непрерывная подача воды по замкну-
тому растопочному контуру. 
Питательная линия, дренажи и задвижки подготавливаются так же, как и 
для барабанных котлов. Заполнение водой прямоточных котлов производится 
достаточно быстро (~20..40 мин), так как трубы поверхностей нагрева, имею-
щие малые диаметры и толщину стенок, прогреваются  равномерно, и значи-
тельные термические напряжения в них не возникают. 
При заполнении котлов водой необходимо надежно удалить воздух, чтобы 
предупредить образование воздушных пробок и пережог труб. Поэтому воз-
душники закрываются после появления в них сплошной струи воды. Для глу-
бокого удаления воздуха после заполнения котла водой ее расход в течение не-
скольких минут увеличивают до 60..80% номинальной паропроизводительно-
сти, после чего он снижается до растопочной величины. 
Растопка прямоточного котла ведется с расходом питательной воды ~30% 
номинального, что обеспечивает устойчивый гидравлический режим (достаточ-
но равномерное распределение воды по параллельным змеевикам) и надежное 
охлаждение поверхностей нагрева. 
Перед растопкой котлов из холодного состояния обычно производится 
водная промывка поверхностей нагрева, расходом воды, близким к номиналь-
ному. Предпусковая промывка заканчивается, если увеличение жесткости сбра-
сываемой воды не превышает 5..10 мкг-экв/кг. По окончании промывки расход 
воды уменьшают до растопочного значения. 
 60 
Различают два способа растопки прямоточных котлов: прямоточный и се-
параторный. 
При прямоточном способе (рис. 4.3) пода-
ча среды производится через весь тракт котла 
до выходного коллектора (до ГПЗ-1).  
Здесь среда сбрасывается через растопоч-
ную РОУ 2 в растопочный расширитель Р 3, где 
разделяется: пар используется в тепловой схеме 
ТЭС, а конденсат в зависимости от его качества 
может подаваться в конденсатор, деаэратор или 
промежуточный бак, а также на сброс в канал 
для циркуляционной воды. 
В начальный период растопки после зажи-
гания горелок в поверхностях происходит толь-
ко нагрев воды.  
 
 
Рис. 4.3. Схема прямоточной рас-
топки прямоточных котлов 
По мере прогрева котла и роста тепловыделения в топке появляются испа-
рительная и пароперегревательная зоны, и на выходе из котла получается пере-
гретый пар. При повышении тепловой нагрузки котла размеры экономайзерной 
зоны сокращаются, а пароперегревательной – увеличиваются. 
Растопку прямоточных котлов обычно ведут с поддержанием полного ра-
бочего давления среды в экономайзерно-испарительных поверхностях нагрева. 
Особенно это важно для котлов на сверхкритические параметры, так как сни-
жение давления в испарительном тракте до докритического может привести к 
расслоению среды и явиться причиной нестабильности гидравлической харак-
теристики труб ввиду значительной разности удельных объемов пара и воды. 
Основной недостаток прямоточного способа - увеличенный расход топли-
ва на пуск ПТУ, особенно в случае блочного пуска, так как количество расто-
почного пара, получаемого в котле, превышает величину, небходимую для пер-
воначального пуска турбины. 
При прямоточном способе растопки нельзя реализовать преимуществ пус-
ка блока на скользящих параметрах пара, т.е. при постепенном нарастании про-
изводительности котла, давления и температуры пара. Прямоточная схема не 
позволяет произвести пуск котла из горячего состояния без предварительного 
охлаждения пароперегревателя и паропровода до ГПЗ-1, а прокачка воды по 
всему тракту приводит к выносу солей и окислов железа из экономайзерно-
испарительной зоны в пароперегреватель и турбину. 
Эти недостатки исключаются при пуске прямоточных котлов по сепара-
торному способу (рис. 4.4), то есть при наличии в растопочной схеме встроен-
ного сепаратора ВС 3.  
 61 
Экономайзерно-испарительная зона котла 
отделяется от пароперегревательного участка 
встроенной задвижкой ВЗ 1. В начальный период 
растопка ведется при закрытых ВЗ 1 и дроссель-
ном клапане 2 на выходе из ВС 3, так что паропе-
регреватель остается без пара. Вода прокачивает-
ся через экономайзер и испарительный тракт кот-
ла под полным рабочим давлением и через ВС 3 
сбрасывается в выносной расширитель ВР 4.  
Поддержание полного давления и расхода 
среды в растопочном тракте на уровне 30% но-
минального обеспечивает надежный гидравличе-
ский режим испарительных труб. 
 
Рис. 4.4. Схема сепараторной 
растопки прямоточного котла 
После включения горелок и нагрева воды в экранных поверхностях до 
температуры свыше 200°С постепенно открывается шиберный клапан на выпа-
ре ВС, и пар из ВС начинает отводиться в пароперегревательный тракт котла за 
ВЗ. Количество пара, поступающего в пароперегреватель, определяется темпе-
ратурой (или паросодержанием) среды перед ВЗ и давлением в ВС. Обычно 
этот расход ~10..12% номинальной производительности, что примерно равно 
расходу пара, необходимому для толчка ротора турбины. 
При данном способе пуска котла возможно поддерживание любого давле-
ния пара перед турбиной, что позволяет осуществить пуск ее на скользящих па-
раметрах. При этом разворот турбины до номинальной скорости вращения и 
частичное нагружение ее могут производиться при пониженных параметрах 
пара, что улучшает условия прогрева турбины. Обычно номинальное давление 
пара перед турбиной достигается при нагрузке ~30% номинальной. При даль-
нейшем росте нагрузки турбины ВС отключается, открывается ВЗ, и котел пе-
реводится на прямоточный режим работы. 
Преимущества способа: 
- малый начальный расход топлива (~10% номинального) наряду с ускоре-
нием пуска турбин на скользящих параметрах обеспечивает существенное сни-
жение затрат топлива на пуск блоков;  
- при малых тепловыделениях в топке снижается температура на выходе из 
топки (~450..500° С) и по всем газоходам, обеспечивая надежный температур-
ный режим пароперегревателей; 
- продукты коррозии и соли не выносятся в пароперегреватель, причем од-
новременно с пуском производится отмывка испарительных поверхностей. Со-
лесодержание пара, поступающего в пароперегреватель, определяется уносом 
влаги из встроенного сепаратора, коэффициент сепарации которого высок; 
- схема обеспечивает пуск блока из всех исходных тепловых состояний; 
Все прямоточные котлы, выпускаемые в России, имеют встроенный сепа-
ратор.  
Пуск турбины из холодного состояния 
Пуск турбины осуществляется в соответствии с инструкцией по пуску.  
В зависимости от теплового состояния пуски делятся на: 
 62 
- пуски из горячего состояния (tЦВД > 400 оС); 
- пуски из неостывшего состояния (tЦВД = 150 … 400 оС); 
- пуски из холодного состояния (tЦВД < 150 оС). 
Такая классификация условна, дополнительно влияют начальные парамет-
ры пара перед турбиной, её мощность, особенности конструкции.  
Для пуска турбины характерны следующие этапы: 
- подготовка к пуску; 
- толчок ротора турбины и набор оборотов; 
- синхронизация и включение турбогенератора в сеть; 
- набор нагрузки. 
Далее рассмотрим операции пуска конденсационной турбины из холод-
ного состояния, так как он охватывает весь перечень пусковых операций. 
1. Подготовка к пуску. 
Перед пуском турбины из холодного состояния производится: 
а) Осмотр всего основного и вспомогательного оборудования турбоагрега-
та на предмет окончания всех работ; 
б) Проверка наличия контрольно-измерительных средств; 
в) Проверка исправности средств технологической защиты, блокировок, 
средств связи.  
Пуск турбины с неисправной системой средств защиты запрещается! 
г) Проверка состояния и положения арматуры на пароводяном тракте, ко-
торая должна находиться в состоянии, соответствующем началу пуска (в соот-
ветствии с инструкцией по эксплуатации) и проверка наличия напряжения на 
приводах клапанов и задвижек; 
д) Сборка схемы дренажей паропроводов и турбины; 
е) Проверка работы маслосистемы, уровня масла в маслобаке, работы ука-
зателей уровня, положения задвижек на маслопроводах, опробование маслона-
соса, слив отстоя масла и проверка на наличие посторонних примесей. Для пре-
дупреждения неустойчивости масляного клина в подшипниках температура 
масла в момент пуска должна быть 40..45оС (зависит от типа масла и турбины). 
Так как при пусках из холодного состояния масло имеет более низкую темпера-
туру, для его подогрева используют прокачку масла при помощи пускового 
насоса при отключённой системе охлаждения масла. 
Проверка работы системы регулирования и защиты турбины при работе 
пускового масляного насоса. Проверка  работы и включение аварийного масля-
ного насоса по импульсу от падения масла в системе смазки ниже определённо-
го уровня. Проверка положения регулирующих и стопорных клапанов, их от-
крытие и закрытие вручную;  
ж) Подготовка и включение валоповоротного устройства (ВПУ). Состоит в 
опробовании блокировки, отключающей ВПУ при падении давления в системе 
смазки;  
з) Подготовка и пуск конденсационной установки включает в себя следу-
ющие этапы: 
- пуск циркуляционных насосов для подачи охлаждающей воды в 
конденсатор; 
 63 
- пуск конденсатных насосов; 
- включение эжекторов и создание вакуума в конденсаторе 
При заполнении конденсатора циркводой производится выпуск воздуха из 
его трубной системы. Для этого открываются воздушники на сливных трубах (в 
самых верхних точках), которые закрываются, когда из них появляется вода.  
- проверка конденсатных насосов и их блокировок.  
Перед пуском конденсатного насоса конденсатор заполняется химочищен-
ной водой приблизительно на 2/3 высоты водомерного стекла и включается ли-
ния рециркуляции. 
и) Пуск эжекторной установки и отсос воздуха из конденсатора. Обычно 
для пуска используются пусковые эжектора (чаще водоструйные, реже па-
роструйные), которые обладают большей производительностью, но создают 
меньшее разрежение, чем основные эжектора. Для создания вакуума в конден-
саторе необходимо обеспечить герметизацию корпуса турбины и на уплотнения 
турбины подаётся пар. Так как запрещается подача пара при неподвижном ро-
торе во избежание его прогиба от неравномерного прогрева, перед подачей па-
ра на уплотнения необходимо поставить турбину на валоповорот (то есть 
включить ВПУ и начать вращение ротора). Подача пара на уплотнения обеспе-
чивает также первичный прогрев турбины; 
к) Подготовка к пуску схемы регенерации. Проверяется работа сливных 
насосов. Собирается схема отсоса воздуха в конденсатор. Проверяется работа 
клапанов, регулирующих уровень конденсата в подогревателе. Проверяется 
действие сигнализации и защиты; 
л) Прогрев паропроводов от общестанционной магистрали до турбины.  
Осуществляется параллельно с частью вышеперечисленных операций. Для 
станций с поперечными связями прогрев осуществляется острым паром. Это 
накладывает свои особенности на прогрев. Прогрев любого паропровода осу-
ществляется по отдельным участкам, например до ГПЗ, от ГПЗ до стопорного 
клапана. При этом дренажи на прогреваемом участке перед началом прогрева 
открываются полностью. Пар подаётся сначала в небольших количествах через 
байпас задвижек так, чтобы давление в паропроводе было не очень высоким, на 
уровне 2..3 ата, чтобы при конденсации пара не было гидроударов и тепловых 
ударов, которые могут возникнуть при конденсации пара на холодной поверх-
ности трубопровода. Скорость прогрева трубопроводов, т.е. скорость роста 
температуры металла строго регламентируется в инструкции по эксплуатации. 
Для паропроводов СКД регламентируется не только средняя скорость прогрева, 
но и скорость прогрева при разной температуре металла паропровода. 
При t < 400оС средняя скорость прогрева 3..4 оС/мин; при достижении t > 
400оС скорость прогрева должна быть уменьшена до 2..3 оС/мин. 
2. Толчок ротора и разворот турбины до частоты близкой к номи-
нальной. 
Толчок ротора паром производится с помощью регулирующих клапанов 
РК или байпаса ГПЗ; турбины малой мощности могут пускаться с помощью 
стопорного клапана. При регулировании частоты вращения с помощью РК ре-
гулировать расход пара можно очень точно, однако, при этом пар поступает 
 64 
только в одну сопловую коробку, что вызывает неравномерный прогрев корпу-
са турбины по окружности и увеличение изгибающих напряжений в регулиру-
ющей ступени. 
При пуске турбины байпасным клапаном ГПЗ и полностью открытых РК 
обеспечивается более равномерный прогрев, и уменьшаются изгибные напря-
жения в регулирующей ступени. После толчка происходит повышение частоты 
вращения ротора до 300..500 об/мин. При этом ВПУ должно автоматически от-
ключиться. После первоначального разгона до 500 об/мин турбина прослуши-
вается. На этой частоте вращения пар временно перестают подавать в турбину, 
не допуская полного останова ротора.  
Увеличение частоты вращения производят с определённой скоростью, вы-
держивая турбину на определённой частоте вращения в течение времени, ре-
гламентируемого инструкцией по эксплуатации. Особое внимание обращается 
на прохождение критических частот вращения. При достижении частоты вра-
щения на 150..200 об/мин ниже, чем критическая, производят выдержку турби-
ны на заданной частоте, затем быстро увеличивают частоту вращения до уров-
ня на 150..200 об/мин выше критической во избежание сильной вибрации, обу-
словленной совпадением частоты вращения с собственной частотой.  
При достижении частоты вращения близкой к номинальной в работу 
включается система регулирования, при этом происходит прикрытие всех РК 
кроме одного, который поддерживает частоту вращения на Х.Х. турбины. 
К моменту достижения турбиной номинальной частоты вакуум должен 
быть доведён до нормального уровня. Работа турбины на Х.Х. в течение дли-
тельного времени не допускается. 
3. Синхронизация и включение генератора в сеть. 
При скорости вращения турбогенератора близкой к синхронной частоте 
сети в обмотки генератора подаётся ток возбуждения, и напряжение на обмот-
ках статора доводится до номинального. Генератор включают в сеть, когда ча-
стота станет синхронной с сетью и при этом будет совпадение фаз (при вклю-
чении в противофазе возникают большие токи). Дальнейший набор нагрузки 
осуществляется в соответствии с графиком набора нагрузки и с инструкцией по 
эксплуатации с выдержкой турбины на определённых нагрузках. Так как по ме-
ре роста расхода растёт давление по ступеням турбины, и происходит дальней-
ший прогрев турбины.  
Регенеративные подогреватели автоматически включаются в работу при 
расходе пара ~30% номинального. При этом производят необходимые пере-
ключения: закрываются задвижки на линии рециркуляции, и весь конденсат 
направляют в систему регенерации; включают сливные (дренажные) насосы 
ПНД; устанавливается расход пара через охладители эжекторов и сальниковый 
подогреватель.  
Турбины с регулируемыми отборами, но имеющие конденсатор, пуска-
ются так же, как конденсационные. При этом поворотные диафрагмы и регули-
рующие клапана открыты полностью, а линия подачи пара с промышленными 
параметрами в отбор – закрыта.  
 65 
Т-отборы подключают при нагрузке ~30%, главное условие – расход пара в 
ЧНД не менее вентиляционного пропуска. После этого можно включить систе-
ма автоматического регулирования отборного пара. Скорость роста отбора пара 
не более 5% Dном в минуту.  
Подключение П-отбора должно начинаться при давлении в камере отбора 
на 0,02..0,03 МПа выше, чем в магистрали с промышленными параметрами. 
Если у турбины два регулируемых отбора, их включают последовательно: 
сначала нижний, а потом верхний (отключение производится в обратном по-
рядке). Запрещается включение регулируемого отбора при неисправности об-
ратного клапана или предохранительного клапана отбора. 
Пуск турбины с противодавлением 
имеет особенности, так как часто произ-
водится на магистраль под давлением 
(поскольку турбины не имеют конденса-
тора и системы регенерации низкого 
давления).  
При пуске турбины с конденсато-
ром ее корпус вначале прогрева нахо-
дится под разрежением, и пар, поступа-
ющий на прогрев, дросселируется до 
необходимого давления, что снижает 
термические напряжения.  
Быстрое повышение давления в 
корпусе турбины (при включении на ма-
гистраль) может привести к чрезмерным 
термическим напряжениям. Во избежа-
ние этого первоначальный прогрев про-
тиводавленческих турбин осуществляется паром от магистрали 5, подаваемым 
через байпас задвижки 4 на выхлопе (рис. 4.5). При этом турбина вращается ва-
лоповоротом. Пар сбрасывается через дренажные трубопроводы 7 либо в атмо-
сферу, либо в специальный расширитель дренажей. После прогрева турбины и 
плавного подъёма давления производится толчок ротора свежим паром, даль-
нейший прогрев и набор частоты вращения и синхронизация.  
Пуск производится с отключённым регулятором давления, который вво-
дится в работу только после синхронизации и включения генератора в сеть. 
Подключение к магистрали осуществляется, когда давление на выхлопе выше 
давления в магистрали на 0,02…0,03 МПа.  
Технология пуска теплофикационных турбин подачей пара в проме-
жуточную ступень с противоточным прогревом ЦВД, разработанная бело-
русскими энергетиками. 
Практически на всех белорусских ТЭЦ внедрены и подтвердили свой вы-
сокий уровень технологии пуска турбин паром скользящих параметров, основу 
которых составляет пароприготовительное устройство (ППУ) обеспечивающее 
получение оптимальных параметров пара перед турбиной при пусках из любых 
тепловых состояний.  
Рис. 4.5. 
 66 
Дополнение заводских систем обогрева фланцев ЦВД специальными коро-
бами по предложению специалистов ОАО «Белэнергоремналадка» стало типо-
вым решением на теплофикационных турбинах. 
Накопленный положительный опыт пуска противодавленческих турбин с 
прогревом их противоточным потоком пара в моторном режиме, а так же про-
веденный большой объем расчётно-теоретических исследований позволили 
обосновать возможность распространения новой технологии пуска на машины 
более высокого класса. Такой машиной была определена широко распростра-
ненная на белорусских ТЭЦ турбина ПОТ ЛМЗ типа ПТ-60-130/13 (рис. 4.6).  
Предтолчковый прогрев турбины осуществляется паром 13 ата подачей его 
в выхлоп ЦВД и паровпуск ЦНД (I).  
Толчок ротора осуществляется увеличением подачи пара из коллектора 13 
ата в паровпуск ЦНД с быстрым за 10... 15 мин повышением оборотов ротора 
до номинальной величины и синхронизацией генератора без какой-либо за-
держки (II). 
Нагружением ЦНД осуществляется стабилизация температуры его выхло-
па, а ЦВД при этом прогревается противоточным потоком пара отводимым че-
рез его дренажи спереди (III). Противоточный прогрев ЦВД продолжается до 
достижения температурного состояния в его проточной части соответствующе-
го таковому на номинальной политропе или близкого к ней. 
По окончании прогрева ЦВД дальнейшее нагружение турбины осуществ-
ляют подачей свежего пара в паровпуск ЦВД, то есть обычным образом (IV). 
Новая технология пуска турбины позволяет снизить общую его продолжи-
тельность: подача низкопотенциального пара в паровпуск ЦНД обеспечивает 
выход на номинальную частоту вращения за 10...15 минут при оптимальных 
значениях всех критериев пуска, в то время как при пуске свежим паром номи-
нальных параметров подачей его в паровпуск ЦВД этот этап затягивается до 
1,5...2,0 часов при одновременно больших разностях температур пара и метал-
ла, особенно в ЦВД, то есть при больших напряжениях в наиболее уязвимых 
его элементах.  
Прогрев ЦВД в моторном режиме благоприятствует соблюдению опти-
мальных значений критериев надёжности при одновременно высокой интен-
сивности прогрева турбины. Такой прогрев обеспечивает наиболее оптималь-
ное распределение температур металла в проточной части ВД, что приводит к 
щадящему режиму при переводе ЦВД в режим нагружения турбины свежим 
паром. Одновременно исключаются крайне неприятные малорасходные режи-
мы в ЦНД на протяжении всего пуска, что повышает надёжность работы по-
следней ступени турбины, исключается перегрев ее выхлопной части, практи-
чески снимается обычная при пусках по заводской технологии, проблема отно-
сительных расширений ротора, а также исключается эрозионный износ выход-
ных кромок рабочих лопаток последней ступени турбины.  
Существенно снижаются психологические нагрузки на эксплуатационный 
персонал вследствие значительного сокращения общего времени пуска, просто-
ты выдерживания практически всех пусковых критериев на низком уровне и 
упрощения технологии пуска.  
 67 
 
 
 
Рис. 4.6. Пуск теплофикационных турбин с подачей пара в промежуточную ступень: 
I - трубопровод свежего пара; 2 - главная паровая задвижка; 3 - стопорный клапан; 4,6 - 
регулирующие клапаны: 5 - ЦВД; 7 - ЦНД; 8 - генератор: 9 - выхлоп в конденсатор: 10,14 - 
дренажные линии из камеры регулирующей ступени ЦНД и ЦВД: 11,} 5 - дренажные линии 
перепускных труб ЦНД и ЦВД: 12 -в общестанционный коллектор пара на производствен-
ные нужды: 13-клапан обратный: 16- линия обеспаривания стопорного клапана. 
Этапы: 1 - предпусковой прогрев турбины: II - толчек и разворот ротора, синхронизация и 
включение генератора в сеть, нагружение турбины за счёт ЦНД: III - прогрев ЦВД турбины 
моторном режиме: IY - переход на свежий пар и взятие нагрузки; → - направление пусковых 
потоков пара: открытое положение запорных и регулирующих органов-светлое, затененное- 
закрытое положение 
 
Совмещение прогрева ЦВД в моторном режиме с активной работой ЦНД 
дополнительно сокращает пусковые потери, так как выработка мощности тур-
биной начинается практически сразу же после синхронизации генератора пода-
чей низкопотенциального пара в ЦНД.  
 68 
4.2. Пусковые схемы паротурбинных энергоблоков 
 
В блочных паросиловых установок (ПСУ) операции пуска и останова кот-
лов и турбин совмещаются во времени и неразрывно связаны между собой, что 
потребовало нового подхода к организации режимов пуска оборудования, пла-
нового и аварийного его останова, сброса нагрузки до холостого хода, а также 
разработки специальных пусковых схем.  
В настоящее время пуск блоков осуществляется на скользящих парамет-
рах пара, что дает ряд преимуществ по сравнению с пуском при номинальных 
параметрах пара: 
- снижается общая продолжительность пусковых операций, т.к. паропро-
воды и турбина прогреваются одновременно с пуском котла, а не последова-
тельно; 
- сокращаются тепловые потери, т.к. пуск турбины начинается уже при по-
лучении в котле небольших расходов пара пониженных параметров. При этом 
даже в случае применения прямоточных котлов лишь небольшое количество 
пара сбрасывается помимо турбины в конденсатор; 
- пуск блока происходит при небольших тепловыделениях в топке, что 
позволяет обеспечить благоприятный температурный режим его поверхностей 
нагрева; 
- улучшаются условия прогрева паропроводов и турбины. Использование 
для этой цели пара малых давлений, имеющего большие удельные объемы, 
обеспечивает высокие скорости потока, за счет чего достигается равномерный 
прогрев всех элементов блока; 
- повышается надежность блоков и срок службы отдельных узлов и эле-
ментов оборудования вследствие как снижения термических напряжений, так и 
того, что пуск осуществляется при пониженных температуре и давлении, когда 
не снижаются прочностные характеристики металла. 
Переход со скользящего на номинальное давление при пусках блоков же-
лательно осуществлять при максимальном наборе нагрузки, чтобы в наиболь-
шей степени прогреть турбину при полностью открытых регулирующих клапа-
нах. Для газомазутных блоков с прямоточными котлами переход производится 
при 50..60% паропроизводительности, на которую рассчитана пропускная спо-
собность встроенных сепараторов. 
Пусковая схема блока имеет систему байпасирования турбины, для сброса 
при необходимости части растопочного пара мимо турбины в конденсатор и 
предотвращения потерь конденсата при пуске, а также для удержания блока в 
работе при частичном или полном сбросе нагрузки (в том числе до Х.Х.). Для 
блоков при этом предусмотрен перевод котла на растопочную нагрузку, вклю-
чение системы байпасирования и сброс излишков пара в конденсатор. 
 69 
Различают одно- и двухбайпасные пуско-
вые схемы (рис. 4.7).  
Двухбайпасные схемы (рис. 4.7, а) приме-
нялись на первых отечественных блоках, когда 
при растопках и сбросах нагрузки свежий пар 
обводится мимо ЦВД и через быстродействую-
щую РОУ-1 (БРОУ-1) поступает в промперегре-
ватель, а с линии горячего промперегрева через 
БРОУ-2 сбрасывается в конденсатор. 
Высокое быстродействие РОУ (5..6 секунд) 
необходимо, чтобы при резком сбросе нагрузки, 
а также при срабатывании автомата безопасно-
сти и закрытии стопорных клапанов не допу-
стить чрезмерного повышения давления в паро-
проводах и автоматически сбросить излишки 
пара в конденсатор. 
БРОУ должна обеспечивать байпасирова-
ние турбин в течение времени, пока дежурный 
персонал или автоматика не приведут нагрузку 
котла в соответствие с нагрузкой турбины, что 
 
 
Рис. 4.7. Пусковая схема блока: 
а — двухбайпасная; б — одно-
байпасная; 1 - котлоагрегат; 2, 3 - 
первичный и вторичный паропе-
регреватель; 4 — БРОУ-1; 5 - тур-
бина; 6 - конденсатор; 7 - БРОУ-2 
обеспечивается применением электронно-гидравлического привода клапанов 
БРОУ, которые поддерживаются в прогретом состоянии 
Двухбайпасные схемы обеспечивают надежное охлаждение промпаропере-
гревателя при сбросах нагрузки, но сложны в исполнении, требуют значитель-
ных расходов тепла на поддержание БРОУ в прогретом состоянии и сложны в 
управлении в связи с трудностью обеспечения полной синхронности в работе 
отдельных звеньев. 
Поэтому с 1964 г. блочные установки стали выполнять с однобайпасными 
пусковыми схемами (рис. 4.7, б), когда применяется одна БРОУ, которая байпа-
сирует сразу всю турбину, что позволяет существенно упростить выполнение 
пусковой схемы и управление ею. 
Однобайпасные схемы не обеспечивают охлаждения промежуточного па-
роперегревателя, поэтому промперегреватели стали размещать в области уме-
ренных температур газов в конвективном газоходе, чтобы в режиме растопоч-
ной нагрузки котла они могли работать без охлаждения паром. Это потребовало 
увеличения поверхности промперегревателей и несколько усложнило регули-
рование температуры вторичного пара. Однако в целом применение однобай-
пасных пусковых схем повысило надежность и экономичность блоков и упро-
стило их эксплуатацию. 
Для блоков с прямоточными котлами в наибольшей степени отмеченным 
выше требованиям отвечают пусковые схемы со встроенным сепаратором, поз-
воляющие полностью реализовать преимущества пуска на скользящих пара-
метрах пара. Поэтому все современные блоки обеспечивают возможность сепа-
раторного пуска на скользящих параметрах.  
 70 
Рассмотрим последовательность пусковых операций при пуске блока с 
прямоточным котлом из холодного состояния (на примере блока мощностью 
300 МВт) 
Вначале выполняется предпусковая деаэрация питательной воды при рабо-
те одного из бустерных насосов на рециркуляцию. Пар к деаэратору подводится 
от стороннего источника. После снижения до нормы содержания кислорода и 
повышения температуры воды в деаэраторе до 104..110°С тракт котла до встро-
енных задвижек заполняется водой, для чего производится пуск питательного 
электронасоса.  
Далее производятся пуск конденсационной и блочной обессоливающей 
установок и промывка питательного тракта и поверхностей нагрева котла до 
встроенных задвижек при сбросе воды из растопочного расширителя сначала 
на сброс или в промежуточный бак, а затем в конденсатор турбины.  
После этого осуществляются подготовка и включение в работу тягодутье-
вых устройств, системы смазки турбины, газомасляной системы генератора, ре-
генеративной установки, а также дренажной системы. 
Растопка котла выполняется на сепараторном режиме при закрытых встро-
енных задвижках и отключенном пароперегревателе. Начальное тепловыделе-
ние в топке ~10% номинальной, что обеспечивает надежный режим отключен-
ного пароперегревателя, так как температура газов в поворотной камере лишь 
~450°С. БРОУ находится в открытом положении. 
При повышении давления пара в растопочном расширителе до 0,294...0,392 
МПа (3…4 ата) питание деаэратора осуществляется паром из расширителя. 
После повышения давления во встроенном сепараторе до определенной 
величины, характеризующейся степенью сухости поступающей в него парово-
дяной смеси х = 0,1...0,15 (при температуре среды перед встроенными задвиж-
ками ~270°С), постепенно ступенчато открывается отсечной клапан сепаратора, 
и пар из сепаратора начинает отводиться в пароперегревательный тракт котла 
за встроенную задвижку.  
В дальнейшем по мере роста температуры среды перед встроенной за-
движкой производится прикрытие клапанов на сбросе из встроенных сепарато-
ров. При этом происходит прогрев главных паропроводов через БРОУ и дрена-
жи, а также прогрев блоков парораспределения до регулирующих клапанов 
ЦВД. Прогрев ЦВД и перепускных труб до регулирующих клапанов осуществ-
ляется за счет подачи пара со стороны выхлопа ЦВД. Одновременно после по-
лучения пара в растопочном расширителе прогревается также система промпе-
регрева через сбросные клапаны. 
Прогрев ЦВД и перепускных труб производится до температуры металла 
150...160°С, главных паропроводов — до 250°С, блоков-парораспределения — 
до 200°С, паропроводов горячего промперегрева — до 160...170°С. При увели-
чении температуры пара в сбросных трубопроводах после БРОУ до 180...200°С 
вводится в работу впрыск БРОУ для поддержания температуры сбросного пара 
на заданном уровне. 
После достижения определенных параметров пара перед ГПЗ (на уровне 
2,45…2,94 МПа, 270…280°С) и температуры пара промперегрева перед отсеч-
 71 
ными клапанами 210..220°С производится обеспаривание промперегрева и тол-
чок ротора турбины с помощью регулирующих клапанов. Время разворота ро-
тора до скорости 3000 об/мин составляет 50...55 мин. В течение повышения 
скорости вращения давление свежего пара сохраняется на уровне 2,45 МПа. 
После синхронизации генератора и включения его в сеть принимается 
электрическая нагрузка 10…15 МВт за счет полного открытия регулирующих 
клапанов и закрытия БРОУ.  
Дальнейший набор нагрузки осуществляется за счет увеличения тепловой 
нагрузки котла и повышения параметров свежего пара.  
При нагрузке 30% номинальной (для пылеугольных моноблоков) или 
50..60% (для газомазутных блоков) котел переводится на прямоточный режим 
работы, а давление свежего пара повышается до номинального путем прикры-
тия регулирующих клапанов.  
Затем нагрузка блока увеличивается до 300 МВт с одновременным повы-
шением до номинального значения температуры свежего пара. 
В процессе нагружения блока и увеличения давления в регенеративных 
отборах питание деаэратора переводится на отбор из турбины и производится 
переход с питательного электронасоса на турбонасос. 
Общая продолжительность пуска блока 300 МВт из холодного состояния 
без учета времени промывки тракта котла ~8 ч. 
Для примера на рис. 4.8 (© Трухний А.Д., Ломакин Б.В., 2002) приведен 
график-задание пуска энергоблока с турбиной Т-250/300-23,5 ТМЗ из холодно-
го состояния (температура паровпуска ЦВД 150°С, ЦСД 100 °С). 
Особенности пуска блоков из неостывшего и горячего состояний. 
Технология пуска блоков зависит от исходного теплового состояния котла, 
паропроводов и турбины, которое определяется продолжительностью простоя 
блока.  
Наиболее быстро остывает котел. Например, прямоточный котел блока 200 
МВт полностью остывает (давление в испарительных поверхностях его падает 
до атмосферного) за 6...9 ч. Барабанные котлы остывают более медленно. Еще 
медленнее (в течение 1...1,5 суток) остывают перепускные трубы и паропрово-
ды промперегрева. Паропроводы свежего пара и стопорные клапаны остывают 
в течение 2...3 суток. Наиболее медленно остывают цилиндры турбин: время их 
естественного остывания доходит до 5...6 суток.  Таким образом, после простоя 
блока основные элементы его будут иметь различную температуру, что должно 
учитываться при разработке графиков пуска блока. 
Различают пуски блоков из неостывшего (температура паропроводов или 
турбины выше 150°С) и из горячего состояния (в котле сохраняется давление, 
близкое к номинальному). Классификация является условной. Так, для блоков 
300 МВт к пускам из горячего состояния относят пуски при сохранившемся из-
быточном давлении в тракте котла до встроенной задвижки и температуре па-
ровпускных частей турбины выше 420°С. В этом случае применяется одинако-
вая технология сепараторного пуска котла. 
 
 
Рис. 4.8. График–задание пуска энергоблока с турбиной Т-250/300-23,5 ТМЗ из холодного состояния (температура паровпуска ЦВД 150°С, 
ЦСД 100°С) 1 – розжиг горелок (форсунок); 2 – толчок ротора и начало прогрева тракта промперегрева; 3 – конец прогрева паропроводов 
промперегрева, открытие стопорных и регулирующих клапанов ЦСД-1 и закрытие сбросных задвижек перед ЦСД; 4 – включение генератора 
в сеть, закрытие ПСБУ, открытие полностью первых четырех регулирующих клапанов турбины (угол поворота кулачкового вала 80°С); 5 — 
включение системы обогрева фланцевого соединения корпуса ЦСД-1; 6 – включение системы обогрева фланцевого соединения корпуса 
ЦВД; 7 – переход котла на прямоточный режим; 8 – начало прогрева ПТН и включение нижнего отопительного отбора; 9 – включение верх-
него отопительного отбора; 10 – переход с ПЭН на ПТН; 11 – открытие встроенных задвижек котла; 12 – отключение системы обогрева 
фланцевых соединений корпусов ЦВД и ЦСД-1; 13 – выход на номинальную температуру свежего пара; V – разряжение в конденсаторе; 
Wп.в – расход питательной воды на котел; В – расход топлива;  tв.з  – температура среды перед встроенной задвижкой
 73 
Для различных исходных тепловых состояний блока разрабатываются свои 
графики-задания по пуску, которые должны обеспечить отсутствие тепловых 
ударов, допустимые скорости прогрева или охлаждения элементов блока, со-
блюдение критериев механической надежности турбины, а также минимальное 
время пуска. Необходим выбор параметров пара для толчка турбины, выдержи-
вание оптимального времени разворота турбины и ее нагружения, а также про-
грев паропроводов свежего пара и паровпускных органов турбины, чтобы не 
допустить значительного снижения температуры пара, подаваемого в горячую 
турбину. 
Пуск неостывшего блока осуществляют при соблюдении условий: 
- температура свежего пара и после промперегрева должна не менее чем на 
50°С превышать температуру наиболее нагретых элементов соответственно 
ЦВД и ЦСД турбины; 
- на уплотнения ЦВД и передние уплотнения ЦСД необходимо подавать 
горячий пар температурой 300..320°С; 
- прогрев ЦВД и перепускных труб высокого давления следует осуществ-
лять при подаче в турбину пара через байпас ГПЗ при полностью открытых ре-
гулирующих клапанах и вращении ротора турбины со скоростью примерно 500 
об/мин. 
Пуск из горячего состояния производится аналогично пуску неостывшего 
блока, но без предварительного прогрева тракта промперегрева и перепускных 
труб высокого давления. Это позволяет быстро нагрузить блок, но предъявляет 
жесткие требования ко времени выполнения отдельных операций.  
Для примера на рис. 4.9 приведены графики пуска блока 300 МВт из раз-
личных тепловых состояний. 
 
 
 
Рис. 4.9. График пуска блока 300 МВт из различных тепловых состояний: 
а — после простоя 6..8 ч; б — после простоя 24..36 ч. 
 
 
 74 
4.3. Остановы котлоагрегатов и паровых турбин  
 
Рассмотрим порядок останова турбоагрегатов: 
- нормальный (в холодный резерв, с предотвращением значительного рас-
холаживания, с принудительным расхолаживанием);  
- аварийный (со срывом вакуума, без срыва вакуума). 
Нормальный останов производится в плановом порядке с проведением 
всех подготовительных работ и с соблюдением всех инструкций по нормально-
му останову. 
Связан с изменением термического и механического состояния агрегата, 
поэтому следует выдерживать необходимый режим расхолаживания, вести по-
стоянный контроль за термическими расширениями (сокращениями) элементов 
агрегата, его механическим состоянием.  
Порядок останова определяется местной инструкцией и зависит от мощно-
сти, параметров и типа агрегата.  
Порядок нормального останова конденсационной турбины. 
Подготовка к останову турбоагрегата включает проверку работы вспо-
могательных маслонасосов, расхаживание СК и РК ВД и СД, проверку исправ-
ности приводов БРОУ и РОУ. 
По команде дежурного инженера производится разгрузка турбины путем 
прикрытия РК при постоянном начальном давлении или на скользящих пара-
метрах пара при полностью открытых РК путем снижения давления пара на 
котле. Снижение мощности производится ступенями с выдержкой на промежу-
точных нагрузках. При этом необходимо вести наблюдение: 
- за относительным удлинением (или укорочением) роторов; 
- за разностью температур верха и низа цилиндров ВД и СД; 
- за разностью температур между фланцем и шпилькой; 
- за вибрационным состоянием агрегата; 
- за уровнем конденсата в конденсаторе; 
- за работой системы подачи пара на уплотнения; 
- за температурой масла на сливе из подшипников. 
В процессе снижения нагрузки при определенных ее значениях необходимо: 
- включить систему рециркуляции основного конденсата; 
- переключить деаэратор на посторонний источник питания; 
- отключить ПВД и ПНД, начиная с верхнего; остановить сливные насосы; 
- произвести снижение числа работающих конденсатных и циркуляцион-
ных насосов КН и ЦН; 
- в блоках с ПТН при нагрузке 30…50% номинальной перевести питание 
котла на ПЭН; турбину ПТН остановить согласно инструкции; 
- открыть байпасы ГПЗ и закрыть ГПЗ (главные паровые задвижки); 
- в блочных установках включить БРОУ и РОУ (в блоках с прямоточными 
котлами БРОУ необходимо для нормальной работы котла при нагрузках турби-
ны ниже 30% номинальной, с барабанными котлами - необходимо охлаждать 
ПП ВД и ПП НД). 
 75 
После разгрузки блока подача пара в турбину прекращается воздействием 
вручную на рычаги автомата безопасности и отключается генератор когда 
установлено, что СК закрылись полностью и ваттметр показывает отрицатель-
ную мощность, то есть генератор работает в моторном режиме. Время работы в 
моторном режиме - не более 4 минут. 
До полного останова ротора необходимо: 
- включить резервный маслонасос и следить за давлением масла, поступа-
ющего на смазку; 
- закрыть байпасы ГПЗ и задвижки на ХПП у турбин с промперегревом; 
- прослушать турбину на оборотах, особенно в области концевых уплотне-
ний; 
При необходимости снимается кривая выбег, вид которой позволяет опре-
делить в том числе минимальную величину оборотов, когда существует масля-
ный клин в подшипниках. На них следует вести прогрев турбины после толчка 
ротора паром без опасности вызвать износ баббитовой заливки подшипников. 
Если при останове кривая выбега не снимается, то при понижении числа 
оборотов можно снижать вакуум, прикрывая пар на эжектор. 
После остановки роторов сразу включить в работу ВПУ и вращать ротор 
непрерывно в течение времени, указанного в инструкции по эксплуатации. За-
тем можно перейти на периодические проворачивания ротора на 180° через 
каждые 20…30 мин до полного остывания турбины. 
Температуру масла после маслоохладителей должна быть около 40…42°С 
за счет снижения подачи охлаждающей воды на маслоохладители. Необходимо 
также уменьшать расход воды и на охлаждение генератора. 
В блоках с БРОУ, вакуум в конденсаторе должен поддерживаться в тече-
ние всего времени работы БРОУ.  
На весь период сохранения вакуума необходимо подавать пар на концевые 
уплотнения (КУ) турбины для избежания подсоса в цилиндр холодного воздуха 
и резкого ее охлаждения изнутри. Должны быть также закрыты задвижки на 
линиях отсоса пара от штоков клапанов. 
После прекращения работы БРОУ отключаются эжектора. С исчезновени-
ем вакуума прекращается подача пара на КУ. Останавливается КН и ЦН. 
Маслонасос должен работать непрерывно до полного остывания турбины. 
После полного остывания турбины открываются дренажные и продувоч-
ные вентили, а также линии обеспаривания. 
Приведенный порядок останова турбины характерен для перевода ее в хо-
лодный резерв. 
При ее останове на ночь при провалах графика нагрузки для сокращения 
времени последующего пуска целесообразно вести останов так, чтобы не вы-
звать значительного расхолаживания.  
Поскольку мгновенный сброс большой нагрузки отключением генератора 
от сети и закрытием СК может вызвать значительное снижение напряжения и 
частоты в системе, более подходящим является способ, когда нагрузка доста-
точно быстро снижается до 30…35% номинальной, после чего производится 
мгновенный сброс оставшейся нагрузки путем закрытия СК. «Толчок» в систе-
 76 
ме будет незначителен, а в турбине будет аккумулироваться достаточное коли-
чество тепла.  
Отметим для наглядности, что наиболее массивная часть турбины типа К-
300-240 после естественного остывания в течение 60 ч имеет температуру 
310°С, дальнейшее его остывание до 100°С продолжается несколько суток, а 
общее время остывания турбины составляет 6…7 суток.  
При останове в ремонт следует, наоборот, вести принудительное расхо-
лаживание, чтобы быстрее приступить к ремонтным работам и снизить время 
простоя. Пропуск пара с постепенно понижающейся температурой вызывает 
форсированное охлаждение турбины.  
Аварийный останов турбины производится при повреждении ее элемен-
тов или при такой угрозе. Производится без подготовительных операций, путем 
расцепления рычагов автомата безопасности и последующего отключения ге-
нератора от сети.  
Различают аварийный останов: со срывом и без срыва вакуума. 
Срыв вакуума производится подачей воздуха в конденсатор через специ-
альный клапан с остановом рабочих эжекторов. Цель срыва вакуума — сокра-
щение времени выбега ротора за счет увеличения потерь на трение. После за-
крытия СК цилиндры находятся под вакуумом и роторы вращаются в среде с 
очень малой плотностью. При подаче воздуха в конденсатор (и в цилиндры) 
потери на трение возрастают во много раз, увеличивается тормозящий момент, 
и время останова роторов снижается более чем в 2 раза. 
Недостаток - подача холодного воздуха в турбину, находящуюся на оборо-
тах, вызывает резкое охлаждение ротора и внутренней поверхности цилиндра, 
поскольку коэффициент теплоотдачи от более плотного воздуха к стенке выше, 
чем от пара 0,035…0,05 ата. Останавливать турбину со срывом вакуума следует 
лишь для предотвращения развития аварии. 
Аварийный останов турбины со срывом вакуума производится: 
- при увеличении скорости вращения ротора турбины сверх 10…12% нор-
мальной; 
- при внезапном возникновении сильной вибрации турбины; 
- при появлении в проточной части ударов и явно слышимого металличе-
ского звука; при появлении искр из концевых уплотнений; 
- при резком повышении температуры масла до 75°С, появлении дыма из 
подшипников, генератора; 
- при воспламенении масла на турбине и невозможности быстро потушить 
пожар. 
- при недопустимом осевом сдвиге ротора; 
- при недопустимых относительных изменениях длины ротора; 
- при недопустимом падении давления масла на смазку; 
- при недопустимом снижении уровня масла в баке; 
- при гидравлическом ударе,  
- при разрыве паропровода свежего пара и промперегрева, паропровода от-
бора. 
 77 
При останове со срывом вакуума сброс пара в конденсатор через БРОУ не 
допускается. 
Аварийный останов турбины без срыва вакуума производится: 
- при резких отклонениях t0 и  tпп от установленных предельных величин; 
- при падении вакуума ниже допустимой величины; 
- при разрыве атмосферных диафрагм ЦНД; 
- при снижении перепада давления «масло—водород» в системе уплотне-
ния генератора; 
- при работе агрегата в беспаровом режиме сверх установленного времени; 
- при появлении дыма из генератора или возбудителя. 
- при возникновении неустранимой течи масла или огнестойкой жидкости; 
- при перегрузке последней ступени турбин с противодавлением. 
Аварийные ситуации могут возникнуть также при набросах и сбросах 
нагрузки, отключении ПВД, потере напряжения в линиях собственных нужд. 
При аварийном останове со срывом вакуума генератор д.б. отключен от се-
ти сразу после закрытия СК, без срыва вакуума - генератор может находиться в 
моторном режиме до 4 мин. 
Современные турбоагрегаты для предотвращения опасных режимов снаб-
жаются достаточным количеством защит. Большинство аварийных положений, 
рассмотренных выше, может произойти только при отказе в работе соответ-
ствующих защит и блокировок. 
После аварийного прекращения доступа пара в турбину должны быть вы-
полнены все остальные необходимые операции по останову турбоагрегата. 
Рассмотрим порядок останова котлоагрегатов: 
 нормальный (в горячий и холодный резерв);  
- аварийный. 
При нормальных остановах в горячий резерв принимаются меры для со-
хранения аккумулированного в котлоагрегате тепла. При нормальных остано-
вах в холодный резерв котел расхолаживают, соблюдая безопасные скорости 
охлаждения его элементов.  
Аварийные остановы котлов вызываются повреждениями их элементов и 
необходимостью срочного ремонта. Применяется полное ускоренное расхола-
живание котла со спуском воды (например, при повреждении экранных по-
верхностей) или частичное расхолаживание. 
Нормальный останов производится по диспетчерскому графику с предва-
рительным снижением паропроизводительности.  
Аварийный останов выполняется в экстренном порядке. 
Барабанный котел нормально останавливается в такой последователь-
ности: 
- постепенно снижается нагрузка; 
- отключаются горелки и производится отключение котла от паровой маги-
страли; 
- закрываются непрерывная продувка и пробоотборники; 
- котел подпитывается до верхнего уровня и отключается питание.  
 78 
После погасания факела и вентиляции котла в течение около 10 мин от-
ключают тягодутьевые механизмы. 
В начале охлаждения котлоагрегата происходят кратковременное повыше-
ние давления пара и температуры стенок пароперегревателя за счет аккумули-
рованного в обмуровке тепла. Поэтому примерно на 15 мин необходимо от-
крыть продувку пароперегревателя через РОУ. При дальнейшем естественном 
расхолаживании котла пароперегреватель, имеющий большую поверхность 
нагрева, будет интенсивно охлаждаться за счет конвекции воздуха, и в змееви-
ках его начнется конденсация пара. 
Водяной экономайзер вначале также воспринимает тепло, аккумулирован-
ное в обмуровке, что может вызвать повышенный нагрев труб, поэтому произ-
водят прокачку питательной воды через ВЭК. 
Экраны и вода в них охлаждаются быстро. Охлаждение барабана происхо-
дит в основном за счет циркуляции воды, так как отдача тепла через изоляцию 
в окружающую среду невелика. 
При охлаждении экранных поверхностей в контурах возникает обратная 
циркуляция, так как температура воды в опускных изолированных трубах ока-
зывается выше, чем в экранных. Верхняя часть барабана, омываемая паром, 
охлаждается медленнее, чем нижняя. Температурная разность между верхом и 
низом барабана, как и в период растопки, должна быть не более 40..50°С. 
Режим расхолаживания котла устанавливается в зависимости от вида оста-
нова.  
Ааккумулированное в котле тепло расходуется на излучение и конвекцию 
в окружающую среду, на подогрев воздуха, омывающего поверхности нагрева 
за счет самотяги, с паром, продуваемым из пароперегревателя, и с продувкой из 
нижних точек котла. В наибольшей степени котел охлаждается за счет конвек-
тивного теплообмена между поверхностями нагрева и воздухом, проникающим 
через неплотности в топку и газоходы за счет возникающей в них самотяги. 
Подпитка котла питательной водой, имеющей температуру ниже, чем кот-
ловая вода, ускоряет снижение давления и охлаждения котлоагрегата. 
При останове котла в горячий резерв на 6…8 ч для снижения потерь тепла 
после вентиляции топки закрываются все лючки, лазы, заслонки на газовоз-
душном тракте, а продувка и подпитка выдерживаются минимальными.  
При останове котла в ремонт для его расхолаживания через 5…6 ч после 
погасания факела производится вентиляция газоходов открытием направляю-
щих аппаратов дымососов и продувкой котла через нижние точки коллекторов 
экранов. Через 8…10 ч можно повторить продувку нижних точек, усилить вен-
тиляцию газоходов, при необходимости включить дымососы. 
РОУ отключается при давлении примерно 0,5 МПа, а при падении давле-
ния до нуля открывается линия аварийного сброса и сливается вода через ниж-
ние точки котла. 
Нормальный останов прямоточных котлов без расхолаживания прово-
дится после погасания факела прекращением подачи питательной воды, оста-
новом ПЭН.  
 79 
После отключения котла продуваются линии впрысков и закрываются их 
запорные вентили, выпускается пар из пароперегревателя и обеспаривается си-
стема промперегрева. Топка и газоходы вентилируются 5…10 мин, после чего 
отключаются ТДМ, закрываются их направляющие аппараты и газовые шиберы 
перед РВП, и котел переходит в режим естественного расхолаживания. 
При принудительном расхолаживании котла и паропроводов, после выпус-
ка пара из пароперегревателя производится прокачка воды через тракт котла со 
сбросом среды через дренажные линии перед ГПЗ. При останове котла с расхо-
лаживанием тракта до встроенной задвижки прокачка воды осуществляется при 
закрытой встроенной задвижке со сбросом среды из встроенных сепараторов в 
растопочный расширитель. 
Котлы остывают значительно быстрее турбин - особенно прямоточные, не 
имеющие заполненного водой барабана, играющего роль аккумулятора тепла.  
Продолжительность ускоренного расхолаживания прямоточного котла 
3…5 ч, естественного 6…12 ч.  
Продолжительность расхолаживания барабанного котла зависит от его 
производительности и конструктивных особенностей и при нормальном оста-
нове составляет 24…36 ч.  
Котлы, имеющие дефекты (трещины в стенках барабана и труб и др.), 
должны расхолаживаться медленнее. 
Согласно ПТЭ, котлоагрегат должен быть немедленно остановлен (дей-
ствием средств защиты, а при их отказе выполняется персоналом) в случаях: 
– прекращения действия всех ПЭН, недопустимого повышения (понижения) 
уровня воды в барабане, выхода из строя всех уравнемеров; 
– выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного котла 
или прекращения питания прямоточного котла на время более 30 с; 
– разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин и свищей в 
паропроводах и паровой арматуре; 
– недопустимого повышения давления в пароводяном тракте и отказа в сра-
батывании предохранительных клапанов; 
– недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточно-
го котла до встроенных задвижек; 
– погасания факела в топке или недопустимого понижения давления газа или 
мазута за регулирующим клапаном; 
– отключения всех дымососов или дутьевых вентиляторов или всех РВП; 
– взрыва в топке или газоходах, загорания отложений, разогрева докрасна 
несущих балок каркаса, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, 
угрожающих персоналу или оборудованию; 
– прекращения расхода пара через промежуточный пароперегреватель. 
 
 80 
4.4. Особенности и порядок пуска ГТУ и ПГУ 
 
Пусковые операции современных ГТУ проводятся только автоматиче-
ски, при этом скорость пуска и нагружения определяется повышением темпера-
туры газов и ограничением термических напряжений. 
Для пуска ГТУ требуется внешний источник энергии, в качестве которого 
может использоваться, например, двигатель внутреннего сгорания или специ-
альное тиристорное пусковое устройство, переводящее двигатель ГТУ в режим 
генератора. Мощность пускового устройства 2…6% мощности ГТУ. 
При пуске ГТУ необходимо надежно обеспечить: 
- работу компрессора в допомпажной области при минимальной мощности 
пускового устройства; 
- кратчайший выход на минимальный стационарный устойчивый рабочий 
режим; 
- отсутствие в процессе пуска существенных термических перегрузок.  
До пуска необходимо проверить исправность оборудования, технологиче-
ских защит, системы регулирования. 
Пуск начинается с включения маслонасоса, обеспечивающего смазку 
подшипников, гидроподъем (при его наличии), а также подачу масла в системы 
регулирования. 
Рассмотрим этапы про-
цесса пуска энергетической 
ГТУ, выполненной по про-
стой схеме (рис. 4.10). 
Этап I (0 → п1) холодно-
го разгона (до подачи топли-
ва). Повышение частоты вра-
щения ротора производится 
благодаря пусковому устрой-
ству.  
В точке а зажигается 
топливо в пусковых горелках 
КС. Температура и давление 
рабочего тела повышаются, 
начинается прогрев турбины 
(точка b).  
Система управления ан-
типомпажными клапанами 
открывает их, что обеспечи-
вает дальнейший разгон рото-
ра ГТУ при соответствующем 
коэффициенте устойчивости 
Ку = 1,06…1,1. 
 
 
Рис. 4.10. Рабочая характеристика компрессора 
на пусковых режимах ГТУ: 
 
(Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н.) 
При малой частоте вращения значительно снижается КПД компрессора. 
При этом возможно «зависание» ГТУ, когда увеличение подачи топлива не 
 81 
приводит к повышению частоты вращения. При попадании в помпаж устранить 
его не удается без останова ГТУ. Этап I заканчивается при п1 = 20..25 % часто-
ты вращения холостого хода. 
Этап II (п1 → п2) — стартерно-турбинный разгон с открытыми анти-
помпажными клапанами (точки а—b—с). Происходит увеличение подачи топ-
лива в КС ГТУ и постепенное прикрытие антипомпажных клапанов, что позво-
ляет провести режим «b—с» вдоль линии Ку ≈ 1,1 = const. Начинается участие 
газовой турбины в разгоне ротора ГТУ. 
Этап III (п2 → п3) — стартерно-турбинный разгон при закрытых анти-
помпажных клапанах (точки с—d). В конце этапа в точке d мощность ГТ пре-
вышает мощность, потребляемую компрессором, и является достаточной для 
самостоятельного разгона ротора. 
Этап IV (п3  → п4 = пхх) — этап горячего саморазгона до режима холостого 
хода (точки d—e). В точке d расход топлива больше необходимого по балансу, 
поэтому после отключения пускового устройства (при п3 ≈ 50…60%пхх.) проис-
ходит дальнейшее повышение частоты вращения до значения п4 = пхх. 
Этап V — синхронизация энергетической ГТУ с энергосистемой. После 
перехода ГТУ к устойчивой работе на холостом ходу осуществляют синхрони-
зацию ее электрогенератора с энергосистемой и приступают к нагружению ГТУ 
за счет увеличения расхода топлива. 
На рис. 4.11 приведен пример графика пуска-задания ГТУ. 
 
 
 
Рис. 4.11. Запуск и нагруженне ГТУ типа V94.2 (фирмы «Интертурбо», г. С.-Петербург) 
при условиях ISO (без учета потерь на выходе и входе) 
а— b —с—е — нормальное нагружение со скоростью и = 11 МВт/мин; 
с—d — нагружение в режиме пиковой нагрузки со скоростью и = 4 МВт/мин 
 
ГТУ нужно немедленно остановить при срабатывании соответствующих 
защит, при появлении стуков, скрежета и недопустимой вибрации. 
 82 
При неудачном запуске ГТУ последующие попытки следует начинать по-
сле вентиляции газовоздушного тракта, чтобы удалить оставшееся там топливо 
и избежать хлопков (взрывов).  
Добавление в схему котла-утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ) су-
щественно увеличивает время  пуска ПГУ в целом. 
На рис. 4.12 приведен пример графика пуска-задания утилизационной 
ПГУ. 
 
 
Рис. 4.12. График-задание пуска ПГУ-230 из холодного  состояния по этапам 
1 – пуск ГТУ; 2 – включение ГТУ в сеть, набор стартовой нагрузки; 3-4 – выдержка для про-
грева паропроводов (время выдержки м.б. увеличено); 4 – пуск ПТ; 5 – включение в сеть ПТ; 
6-7 – закрытие клапана БРОУ ВД; 8-9 – подключение контура НД; 9 – 10 – закрытие клапана 
БРУ НД; 10-11 нагружение блока; 11 – конец нагружения; ТГТУ – температура газов за ГТУ; 
Твд – температура пара высокого давления на выходе из котла; Рвд – давление пара в бара-
бане высокого давлении; NГТУ – электрическая мощность ГТУ; NПТУ – электрическая мощ-
ность ПТУ; nГТУ – частота вращения ротора ГТУ; nПТУ – частота вращения ротора ПТ. 
 
Пуск УПГУ начинается с пуска ГТУ. 
В соответствии с особенностями ГТУ (в том числе с учетом зависимости 
температуры газов после газовой турбины Ткт от ее мощности NэГТУ и темпера-
туры наружного воздуха Тнв) выбирается начальная нагрузка ГТУ, которая 
необходима для прогрева КУ и паропроводов, повышения параметров генери-
руемого пара, подачи этого пара в турбину и увеличения частоты ее вращения 
до соответствующей моменту включения электрогенератора в сеть. 
 83 
Лимитирующими скорость пуска являются допустимые условия прогрева 
барабанов (скорость нарастания давления в них), выходных коллекторов паро-
перегревателей, паропроводов и корпусов стопорных клапанов.  
Поэтому время пуска ПГУ меньшей мощности и спроектированной на бо-
лее низкие параметры пара сокращается, но все же существенно превышает 
время пуска ГТУ в автономном режиме. 
Лучшие показатели маневренности паровых турбин УПГУ по сравнению с 
традиционными ПТУ объясняются тем, что их критические высоконагружен-
ные детали имеют меньшие толщины стенок и работают при относительно бо-
лее низких давлениях пара. ПТ ПГУ работают на скользящих параметрах. 
 
 
5. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТЭЦ В ОБЪЕДИНЁННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ 
 
Различают следующие режимы работы теплофикационных турбин: 
(© Трухний А.Д., Ломакин Б.В., 2002)  
Теплофикационные режимы — при которых через отборы турбины осу-
ществляется отпуск тепла для целей промышленного потребления или нагрева 
сетевой воды.  
-  режимы работы по тепловому графику («теплофикационный режим», 
«режимом работы с противодавлением», «режим работы с закрытой диафраг-
мой» и пр.), когда теплофикационная турбина работает как турбина с противо-
давлением, обеспечивая выработку тепла в заданном количестве и с заданными 
параметрами теплоносителя, попутно вырабатывая электроэнергию, в количе-
стве, определяемом расходом и параметрами свежего и отработавшего пара. 
При изменении машинистом или системой регулирования тепловой нагрузки 
автоматически изменяется и электрическая нагрузка. Работа конденсатора (при 
его наличии) обеспечивает конденсацию небольшого количества пара, посту-
пившего в ЧНД через неплотности регулирующих органов (диафрагмы). Такой 
режим, особенно при нагреве сетевой или подпиточной воды во встроенном 
пучке конденсатора, является самым экономичным из-за малых потерь тепла 
конденсации в конденсаторе (или их отсутствия вообще). Однако, при этом не 
может быть получена электрическая мощность больше той, которая определя-
ется максимально возможной теплофикационной нагрузкой турбоагрегата.  
- режимы работы по электрическому графику, когда тепловая и элек-
трическая нагрузки регулируются независимо, а через турбину протекает два 
потока пара: теплофикационный и конденсационный, обеспечивающие выра-
ботку электроэнергии с наивысшей и наинизшей экономичностью соответ-
ственно. Экономичность работы турбины зависит от соотношения расходов 
этих потоков: чем больше доля теплофикационного потока, тем более эконо-
мичной будет работа турбоустановки. 
Конденсационные режимы — при которых от турбин не отпускается теп-
лота (онии становятся аналогичными конденсационным), характерны для тур-
бин ТЭЦ в летний период, когда небольшая тепловая нагрузка (чаще всего, го-
рячее водоснабжение) обеспечивается одним или несколькими агрегатами. 
 84 
Режимы работы теплофикационных турбин, в том числе работа турбин при 
переменном пропуске пара, при отклонении параметров свежего пара и пара 
промежуточного перегрева, при переменном давлении в конденсаторе, при пе-
ременной тепловой нагрузке теплофикационных отборов, а также явления, воз-
никающие в турбинах при нестационарных режимах подробно рассматривают-
ся в учебном пособии для вузов «Теплофикационные паровые турбины и тур-
боустановки» авторов Трухний А.Д., Ломакин Б.В. 
(http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&fla=tema&ids=66) 
Режимы работы ТЭЦ и факторы, определяющие эффективность отпуска 
теплоты от теплофикационных турбин подробно рассматриваются в учебном 
пособии Качана А. Д. «Режимы работы и эксплуатации тепловых электриче-
ских станций» (http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&fla=stat&idd=370). 
Здесь рассматриваются такие вопросы как: структура тепловых нагрузок и ре-
жимы работы ТЭЦ в неотопительный период; факторы, определяющие эффек-
тивность ступенчатого подогрева сетевой воды; способы утилизации тепла от-
работавшего пара в конденсаторах турбин; маневренные характеристики ТЭЦ. 
Особенности режимов оборудования ТЭЦ, в том числе отопительных и 
промышленно-отопительных, взаимосвязь режимов тепловой сети и теплофи-
кационных турбин ТЭЦ подробно рассматриваются в учебнике для вузов «Ре-
жимы работы и эксплуатация ТЭС» авторов Гиршфельд В.Я., Князев А.М., Ку-
ликов В.Е. (http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&fla=stat&idd=948) 
 
 
6. ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭС 
 
При эксплуатации в стационарных режимах термические напряжения в 
деталях и узлах энергоблока, как правило, незначительны, а механические 
напряжения находятся в допустимых пределах.  
В обязанности обслуживающего персонала при эксплуатации блока в 
стационарных режимах входит: 
- контроль за основными параметрами турбоустановок и парогенераторов; 
за работой отдельных узлов и механизмов; 
- контроль за работой системы регулирования и местных автоматических 
систем; за правильностью показаний станционных указателей положения орга-
нов регулирования и защиты; 
- проверка и опробование элементов защиты, аварийной сигнализации и 
автоматики включения резерва (АВР), согласно установленному графику; 
- опробование резервного оборудования; 
- периодическая смазка узлов и деталей турбины, не обеспеченных центра-
лизованной смазкой; 
- периодическая запись показаний приборов в суточную ведомость; веде-
ние вахтенного журнала, журнала оперативных переключений, журнала дефек-
тов оборудования; 
- контроль за соблюдением правил техники безопасности. 
 85 
В стационарных режимах блок, как правило, работает в автоматическом 
режиме. В случае необходимости обслуживающий персонал выполняет все пе-
реключения и операции по изменению электрической и тепловой нагрузки, ре-
гулированию параметров свежего пара, пара промперегрева, вспомогательного 
оборудования и т.д. 
Основной задачей эксплуатации является обеспечение безопасности ра-
боты оборудования в условиях нормальной эксплуатации при обеспечении вы-
полнения и поддержания заданных параметров и экономичности. 
С этой точки зрения особое внимание уделяется контролю за: 
- давлением и температурой свежего пара и пара промперегрева; 
- нагревом масла и колодок вкладышей подшипников турбины; 
- вибрацией турбоагрегата; 
- давлением масла в системе смазки турбоагрегата; в системе уплотнений 
генератора; 
- уровнем масла в маслобаке; 
- давлением водорода в системе охлаждения генератора; расходом охла-
ждающей воды в системе охлаждения генератора; 
- перепадом давлений пара на последних ступенях турбин с противодавле-
нием; 
- температурой выхлопного патрубка турбины; 
- давлением пара в контрольных ступенях турбин; 
- уровнем конденсата в регенеративных и сетевых подогревателях, в де-
аэраторе. 
В случае возникновения отклонений в режимах работы персонал должен 
восстановить нормальные условия эксплуатации или произвести останов обо-
рудования (блока в целом или отдельных его элементов). Все действия персо-
нала в этом случае регламентируются инструкцией по эксплуатации соответ-
ствующего оборудования (имеются инструкции по эксплуатации котла, турби-
ны, системы регенерации, питательной установки и т.д.). 
Второй важной задачей, стоящей перед персоналом является обеспечение 
экономичного режима работы оборудования. При эксплуатации современного 
оборудования даже незначительные отклонения от оптимального режима при-
водят к большим пережогам топлива. 
Для обеспечения максимальной экономичности необходимо выдерживать: 
- заданные параметры свежего пара и пара промперегрева; оптимальный 
вакуум в конденсаторе; заданную температуру питательной воды; 
- минимальный недогрев питательной воды и конденсата в регенеративных 
подогревателях; - минимальное переохлаждение конденсата в конденсаторе; 
- оптимальный режим работы испарителей, деаэраторов, бойлеров; 
- минимальные потери теплоты и конденсата; 
- оптимальное распределение нагрузки между агрегатами. 
Основы эксплуатации ТЭС подробно рассматриваются в учебном пособии 
Качана А. Д. «Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических стан-
ций» (http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&fla=stat&idd=370). Здесь помимо 
задач эксплуатации основного оборудования ТЭС в нормальных режимах рабо-
 86 
ты также освещаются вопросы нарушения нормального режима работы котло-
агрегатов и меры по их предотвращению; аварийные режимы работы паровых 
турбин, в том числе контроль состояния проточной части турбин; вопросы экс-
плуатации вспомогательных установок паровых турбин и котлоагрегатов; орга-
низации контроля металла оборудования ТЭС, его повреждаемости и пр. 
Вопросы обслуживания теплофикационных паротурбинных установок, их 
узлов и вспомогательного оборудования при нормальной работе, а также 
наблюдения за работающей турбиной, борьбы с отложениями в проточной ча-
сти подробно рассматриваются в учебном пособии для вузов «Теплофикацион-
ные паровые турбины и турбоустановки» авторов Трухний А.Д., Ломакин Б.В. 
(http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&fla=tema&ids=66) 
Большое внимание вопросам эксплуатации котельных агрегатов и вспомо-
гательного оборудования уделено, например, в учебнике Соколова Б.А. «Ко-
тельные установки и их эксплуатация»  
(http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&fla=tema&ids=49) 
 
 
ТЕМАТИКА ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ И КУРСОВОГО 
ПРОЕКТИРОВАНИЯ 
 
Практические занятия и курсовой проект по дисциплине «Режимы работы 
и эксплуатация ТЭС» проводятся в соответствии с учебным планом для студен-
тов специальности 1- 43 01 04 «Тепловые электрические станции». 
Лекционный материал и тематика практических занятий и курсового про-
ектирования связаны между собой. 
Примерная тематика практических занятий. 
1. Анализ факторов, определяющих эффективность комбинированного 
производства электроэнергии и теплоты, ступенчатого подогрева сетевой воды, 
перехода на ухудшенный вакуум.  
2. Расчет удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении 
при различных условиях для энергоустановок различного типа. 
3. Расчет удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии при 
различных условиях для энергоустановок различного типа. 
4. Расчет и анализ приростов расхода теплоты и электроэнергии на выра-
ботку электроэнергии турбоагрегатами. 
5. Расчет экономичности различных способов получения дополнительной 
(пиковой) мощности на ТЭС. 
6. Оценка изменения экономичности основного и вспомогательного обо-
рудования на переменных режимах. Определение изменения экономичности 
проточной части, отдельных ступеней и отсеков на переменных режимах рабо-
ты турбин. Способы снижения энергетических затрат на работу вспомогатель-
ного оборудования. 
7. Расчет тепловой схемы и определение основных показателей газотур-
бинных установок 
 87 
8. Расчет тепловой схемы и определение показателей эффективности топ-
ливоиспользования парогазовых установок 
Для лучшего усвоения специальных вопросов учебной дисциплины преду-
смотрено выполнение индивидуальных заданий и решение задач, примерные 
условия которых приведены ниже. 
Термодинамические свойства воды и водяного пара, а также воздуха и от-
работавших газов газотурбинных установок, необходимые для решения задач, 
приведены, например, в литературе: 
Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водя-
ного пара: Справочник. Рек. Гос. Службой стандартных справочных данных – 
2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984, 80 с. 
http://portal.tpu.ru/SHARED/b/BVBORISOV/academic/thermodynamics/Tab3/WS-tabl..pdf 
Качан, С.А. Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых устано-
вок : [методическое пособие по дипломному проектированию для специально-
сти 1-43 01 04 "Тепловые электрические станции", 1-53 01 04 "Автоматизация и 
управление энергетическими процессами] / С.А. Качан ; кол. авт. Белорусский 
национальный технический университет, Кафедра "Тепловые электрические 
станции" . - Минск : БНТУ, 2007. - 129 с. : ил.  
(Приложение 1) 
http://rep.bntu.by/handle/data/17478  
Начальные сведения о паросиловом цикле Ренкина (принципиальные схе-
мы, базовые формулы) и правила пользования таблицами и h, s-диаграммой во-
дяного пара приведены, например, в литературе: 
Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: 
учебное пособие для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2002 – 540 с.  
(Стр. 11 - 31) 
Трухний, А.Д. Стационарные паровые турбины – 2-е изд. перераб. и доп. – 
М:Энергоиздат, 1990. - 640 с.  
(Стр. 9 - 30) 
Примеры решения задач можно найти, например, в литературе: 
Щепетильников, С.И., Хлопушин В.И. Сборник задач по курсу ТЭС: Учеб. 
пособие для вузов.–  М.: Энергоатомиздат, 1983. – 176 с., ил. 
( Стр. 5 – 12,  70 – 76, 83 – 89).  
Баженов М.И., Богородский А.С. Сборник задач по курсу «Промышленные 
тепловые электростанции»: Учеб. пособие для вузов. –  М.: Энергоатомиздат, 
1990. – 128  с., ил. 
( Стр. 5 – 9, 16 – 18, 50 – 52 ) 
Трухний А.Д., Петрунин С.В.  Расчет тепловых схем парогазовых устано-
вок утилизационного типа: Методическое пособие по курсу «Энергетические 
установки». – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 24 с. 
 88 
Примеры задач по дисциплине 
(индивидуальные исходные данные по вариантам  
приведены в таблицах к каждой задаче) 
 
Задача 1  
Для конденсационной турбоустановки, работаю-
щей без регенерации (см. табл. 1, рис. 1), найти 
мощность Nэ на клеммах генератора, расход теп-
лоты в свежем паре Q0, электрический КПД ηэ, 
удельный bэ и полный Bэ расход условного топ-
лива в парогенераторе  
Найти изменение указанных показателей работы 
при: 
1) при повышении параметров свежего пара от 
р01 и t01 до р02 и t02 (на 20 ата и 20оС соответствен-
но) 
 
Рис. 1 
2) при ухудшении вакуума от рк1 до  рк2  = 5..6 кПа (на 2 кПа) 
В расчетах принять: расход свежего пара G0 = 100 кг/с; внутренний относи-
тельный КПД турбины ηоi = 0,82, электромеханический КПД ηэм = 0,98, КПД 
парогенератора ηка = 0,92 и теплового потока ηтп = 0,98. 
Таблица 1 
Последняя 
цифра шифра 
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 
р01, МПа 4 4 9 9 9 13 13 13 15 15 
t01, °C 350 435 450 500 530 520 550 570 550 570 
рк1, кПа 4 3 4 3 4 5 4 3 5 4 
 
Задача 2  
Для теплофикационной турбины, работающей без паровой регенерации (см. 
табл. 2, рис. 2) найти расход пара Gотб на сетевой подогреватель, необходимый 
для нагрева 1000 кг/с сетевой воды от t1 до t2, а также отпускаемую теплоту Qт и 
мощность турбины на клеммах генератора Nэ (в том числе теплофикационного 
потока Nтф и конденсационного потока Nк), расход теплоты в свежем паре Q0, 
удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении Wтф, удельный 
расход теплоты qэ и топлива bэ на выработку электроэнергии, удельный расход 
топлива bтэ на выработку теплоты, полный BТЭЦ расход топлива в парогенера-
торе (в том числе расходы топлива, относимые на производство электроэнергии 
Bэ и теплоты Bтэ) и экономию топлива ΔВэк в долях от BТЭЦ  за счет теплофика-
ции (т.е. за счет комбинированного производства электроэнергии и теплоты). 
Расход свежего пара G0 = 100 кг/с. Температурный напор в подогревателе 5ºC, 
давление в конденсаторе турбины рк = 6 кПа; значение КПД: ηоi = 0,8; ηэм = 
0,98; ηка = 0,93 и ηтп = 0,98. 
 89 
Таблица 2 
Последняя 
цифра шифра 
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 
р0, МПа 15 15 13 13 13 9 9 9 4 4 
t0, °C 570 550 570 550 530 530 500 450 435 350 
t1, °C 45 45 55 55 60 60 50 60 50 50 
t2, °C 75 80 95 115 105 110 100 95 90 85 
рк, кПа 4 5 3 4 5 4 3 4 3 4 
 
 
  Рис. 2    Рис. 3   
 
Задача 3  
Для теплофикационной турбины с промперегревом, работающей без паровой 
регенерации (см. табл. 3, рис. 3) найти расход пара Gотб на сетевой подогрева-
тель, необходимый для нагрева 1000 кг/с сетевой воды от t1 до t2 (см. табл. 3, 
рис. 3), расход свежего пара G0 и мощность турбины Nэ (в том числе теплофи-
кационного потока Nтф и конденсационного потока Nк), отпускаемую теплоту 
Qт, расход теплоты в свежем паре Q0, удельную выработку электроэнергии на 
тепловом потреблении Wтф, удельный расход теплоты qэ и топлива bэ на выра-
ботку электроэнергии, удельный расход топлива bтэ на выработку теплоты, 
полный BТЭЦ расход топлива в парогенераторе (в том числе расходы топлива, 
относимые на производство электроэнергии Bэ и теплоты Bтэ) и экономию топ-
лива ΔВэк за счет теплофикации (в долях от BТЭЦ). 
Расчеты произвести для двух вариантов работы турбины: 
- тепловой график (расход пара через ЧНД в конденсатор Gк ≈ 5 кг/с) 
- электрический график  (расход пара через ЧНД в конденсатор Gк ≈ Gотб) 
Температурный напор в подогревателе 5ºC, давление в конденсаторе рк = 4 кПа; 
значение КПД: ηоi = 0,82; ηэм = 0,98; ηка = 0,94 и ηтп = 0,98. 
 90 
Таблица 3 
Последняя 
цифра шифра 
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 
р0, МПа 13 13 13 24 24 24 24 26 26 27 
t0, °C 540 550 560 540 540 565 565 550 570 600 
рпп, МПа 3,0 3,5 3,0 4 4,5 5,0 5,5 5,0 6,0 5,5 
tпп, °C 540 550 560 540 540 565 565 550 570 570 
t1, °C 55 60 60 50 50 50 60 45 55 45 
t2, °C 95 110 95 85 90 100 105 75 115 80 
 
Задача 4 
Для теплофикационной турбины, работающей 
без паровой регенерации (см. табл. 4, рис. 4) 
найти отпускаемую теплоту Qт и мощность тур-
бины на клеммах генератора Nэ (в том числе 
теплофикационную Nтф и конденсационную Nк) 
на режиме теплового графика.  
Требуется нагреть 1000 кг/с сетевой воды от t1 
до t2 в двухступенчатой сетевой установке 
(принять равный нагрев по ступеням).  
Найти расходы пара Gнотб и Gвотб на нижний и 
верхний сетевые подогреватели, расход теплоты 
в свежем паре Q0, удельную выработку э/э на 
тепловом потреблении Wтф, удельный расход 
теплоты qэ и топлива bэ на выработку э/э,  
 
 
Рис. 4 
удельный расход топлива bтэ на выработку теплоты, расход топлива в котле 
BТЭЦ (в т.ч. расходы топлива, относимые на производство э/э Bэ и теплоты Bтэ) и 
экономию топлива ΔВэк за счет теплофикации (в долях от BТЭЦ).Расход пара в 
конденсатор Gк = 5 кг/с. Температурный напор в подогревателях 5ºC; значение 
КПД: ηоiЧВД = 0,8, ηоiЧНД = 0; ηэм = 0,98; ηка = 0,93 и ηтп = 0,98. 
Как изменится мощность турбины Nэ и расход свежего пара Q0 при снижении 
расхода пара верхнего отбора до Gвотб = 0. 
Таблица 4 
Последняя 
цифра шифра 
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 
р0, МПа 15 15 13 13 13 9 9 9 4 4 
t0, °C 570 550 570 550 520 530 500 450 435 350 
t1, °C 45 45 55 55 60 60 50 60 50 50 
t2, °C 75 80 95 115 105 110 100 95 90 85 
рк, кПа 4 5 3 4 5 4 3 4 3 4 
 
 91 
Задача 5 
Для паросиловой установки (см. табл. 5, 
рис. 5), определить изменение показате-
лей работы при отключении ПВД и от-
пуске теплоты сверх нужд регенерации 
внешнему тепловому потребителю. 
На режимах при работающем (1) и  от-
ключенном (2) ПВД найти: мощность 
турбины Nэ, расход теплоты в свежем 
паре Q0, удельный расход теплоты qэ и 
топлива bэ на выработку электроэнергии, 
расход топлива в котле Bэ. 
Изменением давления в конденсаторе, а 
также изменением давления и 
 
 
Рис. 5 
температуры в отборе на деаэратор при отключении ПВД пренебречь. 
В расчетах принять: расход свежего пара G0 = 100 кг/с; внутренний относи-
тельный КПД турбины ηоi = 0,82, электромеханический КПД ηэм = 0,98, КПД 
теплового потока ηтп = 0,98. 
Принять КПД парогенератора при расчетной температуре питательной воды tпв 
(на режиме с работающим ПВД) ηка = 0,92, при снижении tпв на каждые 1оС (в 
случае отключения ПВД) принять повышение КПД котла на 0,01% (абс.) 
Найти прирост расхода теплоты и топлива на выработку дополнительной мощ-
ности. 
 
Таблица 5 
Последняя 
цифра шифра 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 
р0, МПа 9 9 9 13 13 13 15 15 15 40 
t0, °C 450 450 500 530 550 570 540 560 580 400 
рк, кПа 6 5 4 6 5 4 6 5 4 6 
рДпв, МПа 0,3 0,4 0,4 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,12 
рПВД, МПа 0,75 1,0 1,5 2,5 2,0 1,5 3,0 2,5 2,0 0,5 
 
Задача 6 
Построить расчетную схему одноконтурного котла-утилизатора ПГУ и найти 
расход пара требуемых параметров рпе, tпе за счет утилизации теплоты отрабо-
тавших газов ГТУ заданного типа (SGT-600 или SGT-800 Siemens) при номи-
нальной ее нагрузке и заданной температуры наружного воздуха tнв (табл. 6). 
Характеристики ГТУ приведены ниже. 
Найти возможный отпуск теплоты от газоводяного подогревателя сетевой воды 
(ГВП-СП) при охлаждении газов в котле-утилизаторе до tух = 90оС и КПД кот-
ла-утилизатора при работе с ГВП-СП и без него. 
 92 
Таблица 6 
Последняя 
цифра шифра 
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 
SGT-600 
tнв, °C -20 -15 -10 -5 0 +5 +10 +20 +25 +30 
рпе, МПа 3 4 5 3 4 5 3 4 5 3 
tпе, °C 350 375 400 375 400 430 400 430 450 430 
SGT-800 
tнв, °C -20 -15 -10 -5 0 +5 +10 +20 +25 +30 
рпе, МПа 6 8 10 6 8 10 6 8 10 6 
tпе, °C 400 450 500 430 475 520 450 500 550 500 
 
Рабочие характеристики SGT-800 Siemens 
Характеристики для базовой нагрузки (по ISO) при работе на природном газе 
Выходная мощность:                                                         .          45МВт(эл.) 
КПД:                                                                                                           37% 
Удельный расход тепла:                                                        9.720кДж/кВт-ч 
Степень повышения давления:                                                             19,3:1 
Массовый расход выхлопа:                                                                130 кг/с 
Температура выхлопных газов:                                                             538°С 
 
Зависимость номинальной выходной мощности генератора и номинального удельного 
расхода тепла от температуры воздуха на входе компрессора (°С) 
 
 
Зависимость номинальных расхода и температуры выхлопных газов  
от температуры воздуха на входе компрессора (°С) 
 
 
 93 
Рабочие характеристики SGT-600 Siemens 
Характеристики для базовой нагрузки (по ISO) при работе на природном газе 
Выходная мощность:     24,77 кВт(эл.)  
КПД:      34,2%   
Удельный расход тепла:   10,533 кДж/кВт-ч  
Степень повышения давления:  14:1   
Массовый расход выхлопа:     80,4 кг/с  
Температура выхлопных газов:  543°C   
 
 
Зависимость выходной мощности генератора и удельного расхода тепла 
от температуры воздуха на входе компрессора (°С) 
 
 
 
Зависимость номинальных расхода и температуры выхлопных газов  
от температуры воздуха на входе компрессора (°С) 
 
 
Задача 7 
Для условий задачи 6 построить и рассчитать тепловую схему теплофикацион-
ной утилизационной ПГУ с противодавленческой паровой турбиной при рпр = 1 
ата (построить процесс расширения в hs-диаграмме). Принять ηоi = 0,82, ηэм = 
0,98, ηтп = 0,98. 
Найти нагрузку пароводяного сетевого подогревателя (СП) паровой турбинной 
установки (ПТУ), электрическую мощность ПТУ и ПГУ, удельную выработку 
 94 
электроэнергии на тепловом потреблении ПТУ WПТУ и ПГУ WПГУ в целом; 
удельные расходы топлива на выработку электроэнергии bэ и теплоты bтэ, пол-
ный расход топлива на ПГУ BПГУ (в том числе расходы топлива, относимые на 
производство электроэнергии Bэ и теплоты Bтэ) и экономию топлива в энерго-
системе ΔВэк за счет теплофикации (в долях от ВПГУ). 
 
По мере изучения отдельных, но связанных между собой вопросов курса 
лекций, и закрепления полученных знаний в ходе практических занятий можно 
переходить к выполнению соответствующих разделов курсового проекта. 
Темой курсового проектирования по дисциплине «Режимы работы и экс-
плуатация ТЭС» является расчет показателей топливоиспользования на режи-
мах теплового и электрического графиков работы ТЭЦ. 
Целью курсового проекта по дисциплине является систематизация, закреп-
ление и расширение знаний по рассматриваемому предмету, а именно: 
- практическое изучение характера и вида основных зависимостей реаль-
ных нормативных энергетических характеристик паровых турбин и энергетиче-
ских котлов; 
- приобретение навыков расчета основных показателей работы оборудова-
ния на различных режимах с использованием нормативных энергетических ха-
рактеристик; изучение качественного влияния основных влияющих факторов 
на экономичность работы ТЭЦ; 
- расчет нормативных удельных расходов теплоты и топлива на выработку 
и отпуск электроэнергии (и теплоты), а также и их относительных приростов; 
- определение перерасходов (экономии) топлива на ТЭС. 
Подробные методические рекомендации по выполнению курсового проек-
та изложены в методическом пособии: 
Качан, С.А. Анализ эффективности топливоиспользования на ТЭС : [мето-
дическое пособие по выполнению курсового проекта для специальности 1-43 01 
04 "Тепловые электрические станции"] / С.А. Качан и Ю.Б. Попова ; кол. авт. 
Белорусский национальный технический университет, Кафедра «Тепловые 
электрические станции» . - Минск : БНТУ, 2006. - 108 с., ил.  
http://rep.bntu.by/handle/data/17151  
Методические основы расчета тепловой схемы и показателей топливоис-
пользования парогазовых установок с примерами расчетов изложены в разра-
ботанном автором методическом пособии: 
Качан, С.А. Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых устано-
вок : [методическое пособие по дипломному проектированию для специально-
сти 1-43 01 04 "Тепловые электрические станции", 1-53 01 04 "Автоматизация и 
управление энергетическими процессами] / С.А. Качан ; кол. авт. Белорусский 
национальный технический университет, Кафедра "Тепловые электрические 
станции" . - Минск : БНТУ, 2007. - 129 с. : ил.  
http://rep.bntu.by/handle/data/17478  
Указанные методические пособия размещены в репозитории БНТУ. 
 95 
ТЕМАТИКА ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ 
 
Лабораторные работ по дисциплине «Режимы работы и эксплуатация 
ТЭС» проводятся в соответствии с учебным планом для студентов специально-
сти 1- 53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими процессами» в 
учебных лабораториях кафедры, на действующих ТЭС (Минской ТЭЦ-3 и 
Минской ТЭЦ-4). 
Выполнение лабораторных работ на ТЭС имеет своей целью не только за-
крепление теоретических знаний по соответствующим разделам дисциплины 
«Режимы работы и эксплуатация ТЭС», но и дает возможность студентам со-
ставить целостное представление об особенностях тепловой схемы, конструк-
ции и условиях работы современных паросиловых и парогазовых установок 
ТЭС.  
Проведение лабораторных работ в условиях действующего предприятия 
требует особенно четкой их организации. В частности, необходимо уделить 
должное внимание соблюдению техники безопасности и внутреннего распо-
рядка предприятия. Необходима также предварительная подготовка студентов с 
использованием рекомендуемой литературы с целью изучения основных осо-
бенностей тепловой схемы ТЭС их принципов ее работы. Этой задаче посвя-
щаются занятия, проводимые в учебных лабораториях кафедры. 
При выполнении лабораторных работ и используются материалы «Элек-
тронной энциклопедии энергетики» разработки кафедры ТВТ, МЭИ, Москва  
http://twt.mpei.ac.ru/OCHKOV/trenager/trenager.htm 
Отметим, что кафедра «Тепловые электрические станции» является одним 
из учебных заведений-пользователей «Электронной Энциклопедией Энергети-
ки». 
Примерная тематика лабораторных работ. 
Изучение особенностей тепловых схем теплофикационных паротурбинных 
(типа ПТ-60-130/13, Т-100/120-130 и Т-250/300-240) и парогазовых (утилизаци-
онной ПГУ-230 на базе GT13E2 Alstom) установок. 
Изучение нормативных энергетических характеристик и эксплуатацион-
ных показателей теплофикационных паротурбинных (типа ПТ-60-130/13, Т-
100/120-130 и Т-250/300-240) и парогазовых (утилизационной ПГУ-230 на базе 
GT13E2 Alstom) установок. 
Изучение последовательности пуска котельных и паротурбинных устано-
вок на ТЭС с поперечными связями. Изучение особенностей пуска блочного 
паротурбинного оборудования ТЭС из различных тепловых состояний. Изуче-
ние последовательности и особенностей пуска газотурбинных и парогазовых 
установок (на примере ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3). 
 96 
ВОПРОСЫ К ЭКЗАМЕНУ 
 
1. Современное состояние, история и перспективы Белорусской энерго-
системы.  
2. Графики электрических нагрузок, их виды, особенности и характери-
стики.  
3. Зоны суточного графика электрических нагрузок, их покрытие генери-
рующими источниками.  
4. Пути снижения неравномерности графиков нагрузки. 
5. Позонное развитие ТЭС. Базовые, полупиковые и пиковые электриче-
ские станции.  
6. Место и роль отдельных типов электростанций в покрытии графиков 
электрической нагрузки энергосистем  
7. Требования, предъявляемые к базовым, полупиковым и пиковым ТЭС.  
8. Установки Белорусской энергосистемы, эффективно работающие в ба-
зовом режиме. 
9. Резервирование активной мощности в энергосистеме 
10. Манёвренные характеристики паротурбинного оборудования ТЭС.   
11. Манёвренные характеристики парогазового оборудования ТЭС.   
12. Скорость изменения нагрузки энергоблока. Влияющие факторы 
13. Аккумулирующая способность барабанных и прямоточных котельных 
агрегатов.  
14. Регулировочный диапазон нагрузок оборудования ТЭС и способы его 
расширения 
15. Приёмистость оборудования ТЭС. Влияющие факторы  
16. Пусковые характеристики оборудования ТЭС. Способы их улучшения. 
17. Экономичность работы оборудования при частичных нагрузках.  
18. Прохождение пиков электрической нагрузки энергосистемы  
19. Прохождение провалов электрической нагрузки энергосистемы  
20. Способы получения дополнительной пиковой мощности на паротур-
бинных ТЭС, их особенности и экономичность. 
21. Способы получения дополнительной пиковой мощности на теплофи-
кационных паротурбинных ТЭС, их особенности и экономичность. 
22. Способы принудительной разгрузки теплофикационных агрегатов  
23. Регулирование суточного графика электропотребления Белорусской 
энергосистемы в настоящее время и на перспективу 
24. Энергетические характеристики конденсационных паровых турбин.  
25. Энергетические характеристики теплофикационных паровых турбин.  
26. Энергетические характеристики паровых котлоагрегатов.  
27. Оптимизация режимов параллельной работы турбоустановок 
28. Общая характеристика переменных режимов ТЭС  
29. Характеристика стационарных режимов турбоагрегатов 
30. Характеристика нестационарных (переходных) режимов турбоагрега-
тов 
 97 
31. Особенности работы основного оборудования ТЭС на переменных 
режимах.  
32. Изменение тепловой экономичности основного оборудования ТЭС при 
работе на частичных нагрузках.  
33. Особенности работы вспомогательного оборудования ТЭС на пере-
менных режимах. 
34. Дроссельное и сопловое парораспределение, парораспределение с 
внешним обводом пара.  
35. Регулирование нагрузки методом постоянного начального давления. 
36. Скользящее начальное давление как метод регулирования нагрузки.  
37. Экономичность работы паротурбинных установок при регулировании 
нагрузки скользящим начальным давлением.  
38. Снижение затрат мощности на привод питательного насоса.  
39. Комбинированная программа регулирования нагрузки блока. Его пре-
имущества 
40. Особенности работы ГТУ в нерасчетных условиях 
41. Влияние температуры наружного воздуха на показатели работы ГТУ 
42. Регулирование нагрузки энергетических ГТУ  
43. Изменение основных параметров ГТУ на частичной нагрузке при ка-
чественном и количественном регулировании 
44. Особенности регулирования нагрузки утилизационных ПГУ.  
45. Изменение основных параметров утилизационных ПГУ при измене-
нии нагрузки ГТУ.  
46. Парораспределение и программы регулирования нагрузки паровых 
турбин в составе ПГУ, требования, предъявляемые к их конструкции. 
47. Порядок и график пуска барабанных котлоагрегатов на общую маги-
страль. Растопочная схема барабанного котлоагрегата.  
48. Прямоточный и сепараторный пуски прямоточных котлоагрегатов. 
Пуск прямоточного котлоагрегата на скользящих параметрах.  
49. Пуск конденсационных турбин из холодного состояния 
50. Подготовительные и пусковые операции паротурбинных установок 
51. Особенности пуска теплофикационных турбин.  
52. Особенности пуска конденсационных и теплофикационных паровых 
турбин из горячего состояния.  
53. Особенности пуска котлоагрегатов  из горячего состояния.  
54. Одно- и двухбайпасные пусковые схемы паротурбинных энергоблоков 
55. Последовательность пусковых операций при пуске блока из холодного 
состояния  
56. Температурные состояния основного оборудования в отношении вы-
бора технологии пуска.  
57. Остановы котло- и турбоагрегатов.  
58. Нормальный останов турбоагрегата в горячий и холодный резервы. 
59. Аварийный останов турбоагрегата со срывом и без срыва вакуума.  
60. Характеристика выбега ротора турбины.  
61. Способы расхолаживания турбин  
 98 
62. Нормальные остановы котлоагрегатов в горячий и холодный резерв и 
аварийный останов: их особенности и последовательности операций. 
63. Особенности и порядок пуска ГТУ 
64.  Особенности и порядок пуска утилизационных ПГУ  
65. Работа ТЭЦ по тепловому графику.  
66. Многоступенчатый подогрев сетевой воды и факторы, определяющие 
его эффективность  
67. Работа ТЭЦ по электрическому графику.  
68. Особенности работы ТЭЦ в отопительный и межотопительный перио-
ды.  
69. Участие теплофикационных агрегатов в регулировании графиков 
электрических нагрузок. 
70. Задачи эксплуатации ТЭС. 
71. Задачи эксплуатации основного оборудования ТЭС в нормальных ре-
жимах работы.  
72. Факторы, влияющие на долговечность и надёжность работы оборудо-
вания. 
73. Аварийные режимы работы паровых и газовых турбин и меры по их 
предотвращению.  
74. Случаи нарушения нормального режима работы котлоагрегатов, при-
чины возникновения аварийных ситуаций и меры по их предотвращению. 
 
 
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ УЧЕБНОЙ ПРОГРАММЫ 
 
Изучение дисциплины «Режимы работы и эксплуатация ТЭС» формирует 
у студентов комплекс знаний и понимание процессов, происходящих в обору-
довании ТЭС при различных режимах работы, конструкции оборудования, тех-
нологических схем и особенностей работы ТЭС в объединенной энергосистеме, 
а также основ эксплуатации энергетического оборудования. 
Для успешного усвоения дисциплины необходимы глубокие знания по 
дисциплинам: математика, физика, механика, информатика, техническая термо-
динамика, тепломассообмен, турбины ТЭС, парогенераторы ТЭС, вспомога-
тельное оборудование ТЭС, тепловые электрические станции, электрооборудо-
вание электростанций, системы теплоснабжения, охрана труда, автоматизиро-
ванные системы управления на ТЭС, экономика энергетики, основы энергосбе-
режения.  
Целью преподавания дисциплины является получение студентами знаний 
по теории переменных режимов работы ТЭС, необходимых для инженерной де-
ятельности, связанной с эксплуатацией тепловых электростанций, оптимизацией 
режимов работы энергетического оборудования, снижением топливных затрат. 
Основной задачей дисциплины является: подготовка специалистов по во-
просам эксплуатации, наладки и проектирования основного и вспомогательного 
оборудования современных конденсационных электростанций (КЭС) и тепло-
электроцентралей (ТЭЦ). 
 99 
В результате освоения дисциплины «Режимы работы и эксплуатация 
ТЭС» студент должен  
знать: 
– особенности конструкции и технологических схем основного и вспо-
могательного оборудования; 
– переменные режимы работы оборудования ТЭС их особенности и ха-
рактеристики; программы регулирования нагрузки оборудования ТЭС; 
– пуско-остановочные режимы работы основного оборудования ТЭС; 
– режимы работы ТЭЦ в объединённой энергосистеме; 
уметь: 
– определять показатели экономичности работы и эффективности экс-
плуатации оборудования ТЭС; 
– рассчитывать показатели топливоиспользования ТЭС на различных 
режимах; 
приобрести навыки: 
– расчёта характеристик сетевой подогревательной установки; 
– расчёта затрат топлива, теплоты и электроэнергии на пуски котло- и 
турбоагрегатов; 
– определения изменения показателей работы основного оборудования 
ТЭС на переменных режимах работы; 
– анализа эффективности работы основного и вспомогательного обору-
дования ТЭС, определения резервов повышения его экономичности. 
Диагностика компетенций студента 
Оценка уровня знаний студента производится по десятибалльной шкале. 
Для оценки достижений студента используется следующий диагностиче-
ский инструментарий: 
– защита выполненных на практических занятиях индивидуальных зада-
ний; 
– защита курсового проекта; 
– проведение текущих контрольных опросов по отдельным темам; 
– выступление на конференции по подготовленному реферату; 
– сдача экзамена по дисциплине. 
 
 100 
Примерный тематический план 
Н
о
м
ер
 р
аз
д
ел
а,
 Ñ‚
ем
Ñ‹
 
Название раздела, темы;  
перечень изучаемых вопросов 
Шифр специальности 
1 – 43 01 04 
(ДО*) 
1 – 43 01 
04 
(ЗО**) 
1 – 53 01 04 
(ДО*) 
л
ек
ц
и
и
 
п
Ñ€
ак
ти
ч
ес
к
и
е 
 
за
н
ят
и
я 
л
ек
ц
и
и
 
п
Ñ€
ак
ти
ч
ес
к
и
е 
 
за
н
ят
и
я 
л
ек
ц
и
и
 
л
аб
о
Ñ€
ат
о
Ñ€
-
н
Ñ‹
е 
за
н
ят
и
я 
1 2 3 4 5 6 7 8 
1. Энергетика Беларуси: современное состояние и 
перспектива развития 
2   - - - 2   - 
2. Особенности работы ТЭС в современных энер-
госистемах 
10    4   2    2   8    4   
2.1 Графики электрических нагрузок и их покрытие 
генерирующими источниками 
2 - 0,5 2   1 2   
2.2 Манёвренные характеристики оборудования ТЭС 2 1 0,5  2   2 2   
2.3. Прохождение пиков электрической нагрузки энер-
госистемы 
2 1 0,5  1  
2.4. Прохождение провалов электрической нагрузки 
энергосистемы 
2 1 0,5  1  
2.5 Регулирование суточного графика электропотреб-
ления Белорусской энергосистемы в настоящее 
время и на перспективу  
2 1 0,5  1  
3 Характеристики и особенности переменных ре-
жимов оборудования ТЭС 
12 6 4 2 10 6 
3.1 Общая характеристика переменных режимов ТЭС       
3.2 Регулирование нагрузки методом постоянного и 
скользящего начального давления 
4  2  1  2  4 2  
3.3 Энергетические характеристики паровых турбин и 
котлов 
4   2   2   2   4   2   
3.4 Регулирование нагрузки ГТУ и ПГУ 4 2 1 2 2 2 
4. Режимы пусков и остановов основного оборудо-
вания ТЭС 
12 2 4 2 6 2 
4.1 Пуск котлоагрегатов и паровых турбин 4  -   1  -   2  -   
4.2 Остановы котлоагрегатов и паровых турбин 4   -   1  -   2   -   
4.3 Особенности и порядок пуска ГТУ и ПГУ 4 2 2 2 2 2 
5 Режимы работы ТЭЦ в объединённой энергоси-
стеме 
4 2 2 2 4 2 
6 Основы эксплуатации ТЭС 8 2 2 - 4 2 
6.1 Задачи эксплуатации основного оборудования ТЭС 
в нормальных режимах работы 
4 2 1 - 2 2 
6.2 Аварийные режимы работы турбин и котлоагрега-
тов и меры по их предотвращению 
4 - 1 - 2 - 
  48   16   14 8  32 16 
* дневная форма получения образования 
** заочная форма получения образования 
 101 
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ, СПРАВОЧНЫЕ И НОРМАТИВНЫЕ 
МАТЕРИАЛЫ ПО ДИСЦИПЛИНЕ 
 
ОСНОВНАЯ  ЛИТЕРАТУРА  
 
1. Основы современной энергетики: в 2 т. : учеб. / авт. А. Д. Трухний, 
авт. М. А. Изюмов, авт. О. А. Поваров, авт. Е. В. Аметистов. - 4-е изд., перераб. 
и доп. - Москва : МЭИ, 2008 - т. 1 : 
2. Тепловые электрические станции: учебник для вузов //В.Д. Буров, 
Е.В.Дорохов, Д.П Елизаров, Е.Т. Ильин и др.; под ред. В.М. Лавыгин, А.С. Сед-
лова, С.В. Цанева.- М.: Изд-во МЭИ, 2008.-454с  
3. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых элек-
тростанций: учеб. пособие для вузов / Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н.; 
под ред. С.В. Цанева.– 2-е изд.–  М.: Издательский дом МЭИ, 2006.– 548с. 
4. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических 
станций. Учебн. пособие для спец. Тепловые электрические станции. - Мн.: 
Высш.школа.-1978.-288 с. 
5. Гиршфельд В.Я., Князев А.М., Куликов В.Е. Режимы работы и эксплу-
атация ТЭС. Учебник для вузов.- М.:Энергия.-1980.-288 с. 
6. Усов С.В., Казаров С.А. Режимы тепловых электростанций. - Л.: Энер-
гоатомиздат. Ленингр. отделение. - 1985. - 304 с.  
7. Прокопенко А.Г., Мысак И.С. Стационарные, переменные и пусковые 
режимы энергоблоков ТЭС. - М.:Энергоатомиздат.-1990.-317 с.  
8. Качан, С.А. Анализ эффективности топливоиспользования на ТЭС: 
метод. пособие по выполнению курсового проекта для студентов специально-
сти 1-43 01 04 «Тепловые электрические станции» / С.А. Качан, Ю.Б. Попова. – 
Минск: БНТУ, 2006. – 108 с. 
9. Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок: ме-
тодическое пособие по дипломному проектированию для студентов специаль-
ностей 143 01 04 – «Тепловые электрические станции», 1–53 01 04 – «Автома-
тизация и управление энергетическими процессами». / С.А. Качан. – Мн.: 
БНТУ, 2007. – 130 с. 
 
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ  ЛИТЕРАТУРА 
 
10. Тепловые и атомные электрические станции: учеб. / Л. С. Стерман ; 
авт.: Лавыгин, В. М., Тишин, С. Г. - 4-е изд., перераб. и доп. - Москва : Изда-
тельский дом МЭИ, 2008. - 464 с. 
11. Тепловые и атомные электростанции: Справочник / Под общ. Ред. А.В. 
Клименко и В.М. Зорина – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 
2003 – 648 с. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3). 
12. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / 
под ред. В.Я. Гиршфельда. –3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиз-
дат,1987. –328с.: ил. 
 102 
13. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и 
турбоустановки: Учебное пособие для вузов. — М.: Издательство МЭИ, 2002. 
— 540 с.: ил. 
14. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. – 2-е изд., 
перераб. и доп. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние,1986. –248с.:ил. 
15. Иванов, В.А. Стационарные и переходные режимы мощных паротур-
бинных установок./ Под ред. И.И. Кириллова. – Л.: Энергия, 1978. 
16. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок, М., «Энер-
гия», 1975. –288 с., ил. 
17. Доброхотов В.И., Жгулев Г.В. Эксплуатация энергетических блоков. - 
М.: Энергоатомиздат. -1987.-256. 
18. Самойлович, Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные ре-
жимы в паровых турбинах / Г.С.Самойлович, Б.М.Трояновский. – М.: Энерго-
издат, 1982. 
19. Мадоян, А.А. Применение моторного режима на тепловых электриче-
ских станциях/ Мадоян А.А., Левченко Б.Л., Аракелян Э.К. и др./ Под ред. А.А. 
Мадояна. – М.: Энергия, 1980. 
20. Шапиро, Г.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ / Г.А.. Шапиро 
– М.: Энергоиздат, 1981. 
21. Горшков, А.С. Технико-экономические показатели тепловых электро-
станций / А.С. Горшков. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 240 с. 
22. Методы оптимизации режимов энергосистем / В.М. Горнштейн [и др.]; 
под ред. В.М. Горнштейна. - М.: Энергия, 1981. – 336 с. 
23. Качан, А.Д. Оптимизация режимов и повышение эффективности рабо-
ты паротурбинных установок ТЭС / А.Д. Качан. – Минск: Выш. шк., 1985. – 176 
с. 
24. Качан, А.Д. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС / А.Д. 
Качан, Б.В. Яковлев – Минск: "Вышэйшая школа", 1982. 
25. Анализ эффективности топливоиспользования на ТЭС: Учебное пособие / А.Д. 
Качан, С.А. Качан. – Мн.: БНТУ, 2005. – 158 с. 
26. Баранов П.А. Предупреждение аварий паровых котлов. – М.: Энергоатомиздат, 
1991. -272с.,ил. 
27. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети.- М.: Издательство МЭИ, 1999. – 472 
с. 
28. Щепетильников, С.И. Сборник задач по курсу ТЭС/ С.И.Щепетильников, В.И. 
Хлопушкин –  М.:Энергоатомиздат,1983. – 176 с. 
29. Электронная энциклопедия энергетики. Комплекс программных 
средств для подготовки и переподготовки персонала энергопредприятий, сту-
дентов высших и средних учебных заведений. – Москва. -  каф. ТВТ, МЭИ 
(http://twt.mpei.ac.ru/ochkov/trenager/trieru.html). 
30. Электронный каталог образовательных ресурсов НИУ МЭИ 
http://mpei.ru/pages/default.aspx или http://ctl.mpei.ru/default.aspx 
31. Ильин Е.Т. Электронный учебно-методический комплекс «Режимы 
работы и эксплуатация ТЭС» http://ctl.mpei.ru/pdfs/002187.pdf 
 
 103 
НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ 
http://www.tehlit.ru/e_rd_minenergo.htm 
 
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. -
М.:Энергоатомиздат.-1989.- 288 с. 
2. Типовое положение о котлотурбинном цехе (ТП 34-70-012-86). – 
М.:СПО Союзтеэнерго, 1986. –26с. 
3. Правила организации работы с персоналом на предприятиях и в учре-
ждениях энергетического производства (РД 34.12.102.-94). – М.: СПО ОРГРЭС, 
1994. 
4. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и оста-
нову парового котла тепловых электростанций с поперечными связями (РД 
34.26.514-94). – М.: СПО ОРГРЭС, 1995. –30с.,ил. 
5. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и оста-
нову парового котла тепловых электростанций с поперечными связями (РД 
34.26.514-94). – М.: СПО ОРГРЭС, 1995. –30с.,ил. 
6. Положение о разработке, согласовании и утверждении нормативно-
технических документов по топливоиспользованию: РД РБ 34.09.154-98 – 
Минск: Концерн «Белэнерго», 1998. – 14 с. 
7. Положение о пересмотре (разработке) энергетических характеристик 
оборудования и порядке определения нормативных удельных расходов топлива 
на энергопредприятиях: П 34-70-012-87 – М: СПО Союзтехэнерго, 1987. – 40 с. 
8. РД 34.25.104-93 Технические требования к маневренности энергетиче-
ских полупиковых блоков тепловых электростанций с конденсационными тур-
бинами 
9. РД 34.25.503 (HP 34-00-112-86) Нормы минимальных допустимых 
нагрузок энергоблоков 150-1200 МВт 
10. РД 34.25.504 (HP 34-70-113-86) Нормы предельно допустимых скоро-
стей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 MBт в регулировоч-
ном диапазоне 
11. РД 34.26.516-96 Типовая инструкция по пуску из различных тепловых 
состояний и останову паровых котлов среднего и высокого давления тепловых 
электростанций с поперечными связями 
12. РД 153-34.1-08.104-99 О совершенствовании эксплуатации турбинного 
оборудования ТЭС (http://pwreng.ru/ntd/rd/303-rd-153-341-08104-99)