Энергетические котлы:
5 котлов БКЗ-420-140 паропроизводительностью 420 т/ч каждый.
Паровые турбины:
ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ ст.№ 1, Nэ = 80 МВт;
Т-175/210-130 УТМЗ ст.№ 2, Nэ = 175 МВт;
Т-175/210-130 УТМЗ ст.№ 3, Nэ = 175 МВт.
Генераторы:
ТВФ-120-2У ст. № 1, N = 120 тыс. кВт
ТГВ-200-2М ст.№ 2, N = 200 тыс. кВт
ТГВ-200-2М ст.№ 3, N = 200 тыс. кВт
Водогрейные котлы:
3 котла типа ПТВМ-100 (на мазуте);
Котла типа КВГМ-100 (на газе).
Паровые котлы:
2 котла ДКВР - 10/13, паропроизводительностью 10 т/ч;
2 котла ДЕ – 25/14, паропроизводительностью 25 т/ч.
Отпуск тепловой энергии от ТЭЦ – 3 производится по 4–ём магистралям диаметром 1000 мм. Магистрали М – 11, М – 13, М – 14 на город и магистраль М – 12 на ЗСВ.
Конденсат от потребителей не возвращается по причине заражения его капролактаном. Восполнение потерь пара и конденсата осуществляется не проектной обессоливающей установкой производительностью 100 т/ч и двумя блочными испарительными установками турбин с испарителями И – 1000 производительностью 60 т/ч.
Строительство Барнаульской ТЭЦ-3 обосновано разработкой огромных залежей дешевого бурого угля канско-ачинского бассейна, близостью доставки железнодорожным транспортом с места добычи, размещением в близи потребителей не только электрической но и тепловой энергии отпускаемой вместе с паром и горячей водой
Установленная электрическая мощность ТЭЦ Nэ = 430 МВт.
Установленная тепловая мощность ТЭЦ Nэ = 1462 Гкаллорий/час.
Основное котельное оборудование:
Пять паровых котлов БКЗ 420-140-560
На каждом котле установлены два дутьевых вентилятора и один дымосос.
Турбогенераторы
ПТ-80/100-130/13
Турбина конденсационная, с двумя регулируемыми отборами
Nном = 80 МВт. Тепловая мощность Nт = 100 Гкал/час. Два цилиндра (ЦВД – 13 ступеней, четыре регулировочных клапана и пятый разгрузочный и ЦСД – 17 ступеней, четыре регулировочных клапана).
Расход пара Дном = 415 т/ч, Дmax = 470 т/ч.
Давление P = 130 атмосфер.
Температура t = 560 °С.
Т-175/210-130
Турбина с теплофикационным отбором.
Nном = 175 МВт, Nmax = 210 МВт. Три цилиндра (ЦВД – двухкорпусной и ЦНД).
Т-185/220-130
Турбина с теплофикационным отбором.
Nном = 185 МВт, Nmax = 220 МВт. Три цилиндра (ЦВД, ЦСД и ЦНД).
Генераторы
Один ТВФ-120
Активная мощность Nакт = 100 МВт.
Два ТГВ-200
Активная мощность Nакт = 200 МВт.
Пять трансформаторов с высшим напряжением 110 КВ
Из них три блочных. Мощность первого 125 МВА, двух других по 250 МВА. Два резервных мощностью по 40 МВА.
Пиковая водогрейная котельная
3 котла ПТВМ 100 (на мазуте)
4 котла КВГМ 100 (на газе)
2 котла ДЕ 25/14 – (для производства пара на собственные нужды)
2 котла ДКВР 10/13
Тепловая энергия отпускается в виде пара по двум паропроводам диаметрам 200 мм (на Власихинскую промышленную площадку), и в виде горячей воды по четырем магистралям 1000 мм (обслуживающие районы города Барнаула и поселок Новосиликатный).
Отпуск электроэнергии осуществляется по 12 линиям 110 КВ расположенных на 6 опорах воздушных линий электропередач
В состав электростанции входят:
топливное хозяйство:
- вагонотолкатель (падача на вагоноопрокидыватель состава весом 1,9 тыс. тонн);
- вагоноопрокидыватель ВРС-125 (разгрузка сыпучих материалов из полувагонов грузоподъемностью 60, 93,125 тонн);
- приемные бункера;
- транспортные механизмы (ленточные питатели - подача топлива на конвейеры из бункеров вагоноопрокидывателя, качающие питатели – подача топлива на конвейеры со склада, ленточные конвейеры производительность 900 тон в час, ширина ленты 1,4 м);
- склады твердого и жидкого топлива;
- устройства для предварительной подготовки топлива (дробильно фрезерная машина ДФМ 11А – дробление крупных кусков смерзшихся глыб угля на решетках приемных бункеров, дробильная установка М-20/30 – дробление угля до размеров фракции не превышающих 25 мм, шкивной магнитный сепаратор ШМС и электропривод поперечной разгрузки ЭФР160 – очистка топлива от металла, приспособление для очистки угля от длинномерных предметов);
Мазутное хозяйство
Мазут используется для растопки энергетических котлов БКЗ, как основное топливо котлов ПТВМ и в качестве резервного топлива на котлах КВГМ
В состав мазутного хозяйства входят:
- эстакады для слива мазута в приемные емкости из железнодорожных цистерн;
- перекачивающие насосы;
3 емкости по 10 000 м3;
насосы для его подачи в главный корпус, через мазутные подогреватели, по трубопроводам;
Газовое хозяйство:
- газорегуляторный пункт с устройством очистки газа от механических примесей выполненным на основе двух фильтров с узлом учета и регулирования давления газа;
- магистральный газопровод 630 мм;
- 4 водогрейных котла КВГМ-100 с запорной и регулирующей арматурой.
Назначение газового хозяйства заключается в транспорте газа, снижении давления, распределении по котлам с последующим сжиганием для нагрева сетевой воды до заданной температуры
4 Тепловая схема ТЭЦ
Основное оборудование Барнаульская ТЭЦ-3 соединено паропроводами секционно или другими словами поперечными связями. Такая схема предусматривает возможность поступления пара на турбины как непосредственно от котлов, так и из главного паропровода. Этот принцип реализован тем, что трубопроводы от котлов подводят пар, как непосредственно к турбинам, так и к главному паропроводу. В результате этого, на станции с поперечными связями любой котел может подавать пар на любую турбину. Секционная схема обеспечивает надежность работы станции и позволяет осуществлять ремонт ее отдельных элементов без остановки работы остального оборудования
На паропроводе свежего пара каждого котла предусмотрена ветка на растопочные редукционные охладительные установки (РРОУ). В период растопки котла пар с низкими параметрами поступает на РРОУ, где охлаждается и далее поступает на собственные нужды станции.
Придя на турбину на турбины, пар последовательно проходит все цилиндры. На первой турбине, на выходе из цилиндра высокого давления (ЦВД), осуществляется производственный отбор пара. Это регулируемый отбор, в котором пар имеет давление 13 кгс/см2. Из производственного отбора пар поступает на собственные нужды ТЭЦ, а также поставляется заводу синтетического волокна (ЗСВ). На всех трех турбинах ТЭЦ осуществляется теплофикационный отбор пара.
Отработавший пар, выходя из цилиндров низкого давления (ЦНД), поступает в конденсаторы турбин. В конденсаторе отработавший пар конденсируется и создает вакуум необходимый для увеличения перепада давления в турбине и увеличения ее мощности. Конденсация достигается охлаждающей водой, которая циркулирует по системе технического водоснабжения. На ТЭЦ – 3 применена оборотная система охлаждения циркуляционной воды, которая осуществляется при помощи башенных градирен.
Сконденсировавшийся пар (конденсат) забирается конденсатными насосами (КЭН) и подается в подогреватели низкого давления (ПНД). В ПНД производится подогрев конденсата (воды) паром из отборов.
Подогретая в ПНД вода поступает на смешивающие деаэраторы повышенного давления (ДСП), где происходит удаление из воды всех растворенных в ней газов. В деаэраторах также осуществляется дополнительный подогрев воды.
Из деаэраторов вода забирается питательными насосами (ПЭН) и подается на подогреватели высокого давления (ПВД). В ПВД вода дополнительно подогревается паром из отборов 
цилиндров среднего давления (ЦСД) или ЦВД турбин.
Питательными насосами часть деаэрированной воды подается в коллектор. Из этого коллектора вода идет на впрыск в РОУ и на охлаждение до необходимой температуры пара производственного отбора. После ПВД питательная вода может подаваться сразу на питание котлов или поступать в питательный коллектор, откуда она также идет в котлы.
От посторонних потребителей производственного пара конденсат на ТЭЦ не возвращается ввиду его загрязненности. Восполнение потерь конденсата осуществляется химически обессоленной водой и дистиллятом испарителей.
Сетевая вода, поступающая из городской теплосети, подогревается в ПСГ турбин и, в зависимости от температурного графика теплосети, может дополнительно подогреваться в пиковых бойлерах (пар на них подается из главного паропровода через РОУ) и пиковых водогрейных котлах. Давление обратной сетевой воды повышается подпорными сетевыми насосами (до ПСГ) и основными сетевыми насосами (после ПСГ).
Для восполнения потерь сетевой воды в обратную теплосеть насосами подпитки подается химически очищенная вода.
Схема трактов представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема трактов
Образующийся при сжигании угля шлак в жидком виде стекает в шлаковые комоды, там, при смешении с водой, охлаждается и удаляется шнековыми транспортерами через каналы сис 
темы гидрозолоудаления (ГЗУ) на багерную насосную. Летучая зола улавливается в электрофильтрах, смешивается с водой и поступает на багерную насосную. Золошлаковая пульпа (смесь шлака и золы с водой) багерными насосами откачивается в трубопроводы трассы ГЗУ и транспортируется на золоотвал.
Выработанная турбогенераторами электроэнергия через повышающие трансформаторы поступает в энергосистему. Электропитание механизмов ТЭЦ осуществляется через понижающие трансформаторы от генераторов или через понижающие трансформаторы от энергосистемы. Напряжение электротока механизмов ТЭЦ – 0,4 и 6 кВ (переменный ток), 220 В (постоянный ток).
Химический цех осуществляет контроль за водно-химическим режимом, готовит химически обессоленную воду для восполнения потерь пара и конденсата, химически очищенную воду для подпитки теплосети и питания испарительных установок.
5 Технико-экономические показатели ТЭЦ за 2015 г. и сравнение их с проектными. Причины отклонения от проектных технико-экономических показателей.
Технико-экономические показатели ТЭЦ за 2015 год приведены в таблице 2
Таблица 2 – Технико-экономические показатели
| № | Наименование | Единицы измерения | За 2015 | Проектная |
| Рабочая мощность | МВт | |||
| Расход электроэнергии на собственные нужды | % | 8,5 | 4,55 | |
| Годовой отпуск элетроэнергии | млн.кВт ч | 1796,363 | ||
| Годовой отпуск тепловой энергии | млн.Гкал | 2,804761 | 3,5 | |
| Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии | г/кВт ч | 321,7 | ||
| Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии | кг/Гкал | 148,3 | ||
| Потери конденсата | % | 6,7 | 7,6 |
Из таблицы 2 видно, что фактические технико-экономические показатели станции значительно отличаются от проектных показателей. Снижение их обусловлено отсутствием финансирования на приобретение необходимых материалов, невыполнением в срок и полном объеме работ по ремонту оборудования.
Перерасход электроэнергии на собственные нужды объясняется состоянием оборудования, неэкономичными режимами работы оборудования, особенно в летнее время.
Имеет место сезонные ограничения мощности, которые вызваны условиями технического водоснабжения и обусловлены температурой охлаждаемой воды подаваемой в конденсаторы турбины и в масло- и газоохладители. Также на снижение технико-экономических показателей влияет неэффективная работа обдувочных аппаратов.
Невыполнение задания по отпуску тепла объясняется более высокими температурами наружного воздуха, чем были приняты в расчётных показателях.
Режим работы и загрузка оборудования обусловлены так же диспетчерскими заданиями по несению нагрузки.
6 Схема топливоподачи