Centrales électriques à turbine à gaz. Centrale électrique mobile à turbine à gaz. Centrales à turbine à gaz avec récupération d'énergie thermique

De temps en temps, ils disent dans l'actualité que, par exemple, dans telle ou telle centrale électrique de district de l'État, la construction d'une centrale CCGT de 400 MW bat son plein, et dans une autre CHPP-2, l'installation d'une unité de turbine à gaz de tant de MW ont été mis en service. De tels événements sont écrits et couverts, car l’inclusion d’unités aussi puissantes et efficaces n’est pas qu’un « tic » dans l’exécution. programme d'état, mais aussi une réelle augmentation de l'efficacité des centrales électriques, du système énergétique régional et même du système énergétique unifié.

Mais je voudrais attirer votre attention non pas sur la mise en œuvre de programmes d'État ou d'indicateurs prévisionnels, mais sur le PSU et le GTU. Non seulement le citoyen moyen, mais aussi un ingénieur énergétique novice peut se tromper dans ces deux termes.

Commençons par ce qui est le plus simple.

GTU - unité de turbine à gaz - est une turbine à gaz et un générateur électrique combinés dans un seul boîtier. Il est avantageux de l'installer dans les centrales thermiques. Ceci est efficace et de nombreuses reconstructions de centrales thermiques visent précisément à installer de telles turbines.

Voici un cycle simplifié de fonctionnement d’une centrale thermique :

Le gaz (combustible) entre dans la chaudière, où il brûle et transfère la chaleur à l'eau, qui sort de la chaudière sous forme de vapeur et fait tourner la turbine à vapeur. Et la turbine à vapeur fait tourner le générateur. Nous recevons de l'électricité du générateur, et prenons de la vapeur pour les besoins industriels (chauffage, chauffage) de la turbine si nécessaire.

Et dans une installation de turbine à gaz, le gaz brûle et fait tourner une turbine à gaz, qui produit de l'électricité, et les gaz d'échappement transforment l'eau en vapeur dans une chaudière à chaleur résiduelle, c'est-à-dire le gaz fonctionne avec un double avantage : d'abord il brûle et fait tourner la turbine, puis il chauffe l'eau de la chaudière.

Et si l'installation de la turbine à gaz elle-même est montrée encore plus en détail, elle ressemblera à ceci :

Cette vidéo montre clairement les processus qui se produisent dans une usine à turbine à gaz.

Mais il y aura encore plus d'avantages si la vapeur produite fonctionne : placez-la dans une turbine à vapeur pour qu'un autre générateur fonctionne ! Notre unité de turbine à gaz deviendra alors une UNITÉ VAPEUR-GAZ (SGU).

En conséquence, le PSU est plus notion large. Cette installation est une unité de puissance indépendante, où le combustible est utilisé une fois et l'électricité est produite deux fois : dans une unité à turbine à gaz et dans une turbine à vapeur. Ce cycle est très efficace et a un rendement d'environ 57% ! C'est très bon résultat, ce qui peut réduire considérablement la consommation de carburant par kilowattheure d'électricité !

En Biélorussie, pour accroître l’efficacité des centrales électriques, des unités de turbine à gaz sont utilisées comme « superstructure » du système de centrale thermique existant, et des unités de turbine à gaz à cycle combiné sont construites dans les centrales électriques des districts de l’État en tant qu’unités électriques indépendantes. Fonctionnant dans les centrales électriques, ces turbines à gaz augmentent non seulement les « indicateurs technico-économiques prévisionnels », mais améliorent également la gestion de la production, car elles ont une grande maniabilité : vitesse de démarrage et de production d'électricité.

Voilà à quel point ces turbines à gaz sont utiles !

doctorat PENNSYLVANIE. Berezinets, chef laboratoires centrales à gaz à cycle combiné, JSC "VTI", Moscou

Superstructures de turbines à gaz pour le chauffage des chaufferies

L'apparition sur le marché intérieur d'unités de turbine à gaz de puissance (GTU) de faible et moyenne puissance avec de bonnes indicateurs économiques(efficacité, dimensions, coût) permet de mettre en œuvre la production combinée de chaleur et d'électricité dans des sources de chaleur de chauffage et industrielles utilisant du combustible gazeux.

Lors de la reconstruction de chaufferies de chauffage à l'aide de superstructures de turbines à gaz, les problèmes suivants se posent :

Production d'électricité produite (sans cela, il ne peut être question d'utiliser une turbine à gaz) ;

Trouver un espace pour accueillir une unité de turbine à gaz (s'il n'y a pas espace libre ou l'inacceptabilité des autres solutions techniques il est également impossible de les utiliser pour placer des unités de turbine à gaz) ;

Limiter la consommation gaz naturel(si la consommation de gaz naturel est autorisée en quantités seulement suffisantes pour assurer la charge thermique maximale ou inférieure, alors la plage de charge couverte par l'unité de turbine à gaz est rétrécie) ;

La nécessité d'augmenter la pression du gaz naturel pour les unités de turbine à gaz.

La modernisation des chaufferies de chauffage peut s'effectuer de deux manières.

1. En installant les modules GTU-GPSV (GPSV - chauffe-eau au gaz du réseau) et en les intégrant dans diagramme thermique chaufferie Il s'agit en fait d'un agrandissement de la chaufferie, car disponible Energie thermique en même temps, il augmente. Dans ce cas, le mode de fonctionnement de la partie existante de la chaufferie changera de base en pointe. Le choix de la puissance totale des modules doit être effectué au coefficient de chauffe optimal.

2. En ajoutant des unités de turbine à gaz aux chaudières à eau chaude existantes. Avec cette méthode, il est nécessaire de coordonner les caractéristiques de l'unité turbine à gaz et des chaudières. Cela concerne tout d'abord la consommation des gaz d'échappement des turbines à gaz,

le passage des gaz à travers chaudières à eau chaude et les performances des extracteurs de fumée. Trois schémas de couplage d'une unité turbine à gaz et d'une chaudière à eau chaude sont possibles (Fig. 1).

Le premier est un système d'évacuation équilibré (Fig. 1a), dans lequel tout le flux de gaz d'échappement est dirigé vers les brûleurs de la chaudière à eau chaude. Le combustible supplémentaire dans la chaudière à eau chaude est brûlé en utilisant l'air présent dans les gaz d'échappement de l'unité à turbine à gaz. S’il y a un manque d’air à l’intérieur, un ventilateur soufflant peut être utilisé. Lorsque l'unité de turbine à gaz est éteinte, la chaudière peut toujours fonctionner à l'aide de ventilateurs soufflants. Transfert de la chaudière de mode combiné(avec turbine à gaz) à autonome (avec ventilateurs soufflants) est plus facilement réalisé lorsque la turbine à gaz et la chaudière sont arrêtées en commutant le circuit dense. vannes à gaz ou des fiches.

Le second est un système d'évacuation déséquilibré, lorsque le débit de gaz d'échappement de la turbine à gaz dépasse le débit de gaz autorisé à travers la chaudière.

Une unité de turbine à gaz peut être installée derrière l'unité de turbine à gaz, dans laquelle les gaz d'échappement sont refroidis à la température des gaz d'échappement de la chaudière à eau chaude. La quantité de gaz nécessaire à la combustion du combustible est envoyée aux brûleurs de la chaudière et le reste est évacué dans cheminée. L'eau du réseau est chauffée dans le GPSV et la chaudière à eau chaude (Fig. 1b). La charge thermique est régulée en modifiant le débit de combustible vers les brûleurs de la chaudière à eau chaude et le débit de gaz après la chaudière à eau chaude nécessaire à sa combustion.

Dans le troisième schéma, la partie excédentaire du flux de gaz d'échappement après l'unité de turbine à gaz est évacuée dans l'unité de pompage de gaz connectée en parallèle à la chaudière à eau chaude (Fig. 1c). La charge thermique est régulée en modifiant la consommation de combustible dans la chaudière.

Pour mettre en œuvre les deux derniers projets, des coûts supplémentaires sont nécessaires pour la construction du GPWS. Si une augmentation de la puissance thermique de la chaufferie n'est pas nécessaire, un schéma équilibré doit d'abord être envisagé.

Pour illustrer l'utilisation d'unités à turbine à gaz, considérons une chaufferie de chauffage urbain typique équipée de deux chaudières KVGM-100, dont la charge thermique mensuelle moyenne au cours de l'année est indiquée sur la Fig. 2. Le graphique de la durée des charges thermiques de la chaufferie et le graphique correspondant de la puissance de la turbine à gaz sont présentés sur la Fig. 3.

La chaufferie a la capacité de s'agrandir en utilisant l'espace libre existant et en démantelant les équipements inutilisés. Sur le territoire de la chaufferie, il y a un endroit pour placer les équipements électriques qui assurent le transport de l'électricité vers le système électrique. La limite de consommation de gaz naturel est utilisée à 50 %, car L'agrandissement de la chaufferie a été stoppé en raison du ralentissement de la construction de logements. Surpression le gaz naturel entrant dans la chaufferie est de 0,15 MPa, soit Le fonctionnement de la turbine à gaz nécessite l'installation de surpresseurs. Ainsi, la chaufferie satisfait pleinement aux conditions énumérées pour y installer une unité à turbine à gaz. Les indicateurs de performance de la chaufferie, réalisés selon un schéma équilibré utilisant des unités de turbine à gaz de différentes capacités, sont présentés dans le tableau. 1. Les éléments suivants ont été pris en compte dans les calculs : tableaux de température réseau de chaleur : hiver - 70/150 °C, été - 35/70 °C.

À un coût de capacité de turbine à gaz installée de 600 $/kW, la période de remboursement réelle de 100 % du prêt (12 millions de dollars) pour l'installation de la première unité de turbine à gaz sera de 4 ans. Cependant, pour attirer les investisseurs, il faut se concentrer sur la durée réelle de remboursement du prêt pouvant aller jusqu'à 2 ans, ce qui est également possible, mais à condition que le coût de la capacité installée soit inférieur à 400 $/kW.

Ainsi, si la chaufferie de chauffage dispose les conditions nécessaires, l'installation d'une unité de turbine à gaz utilisant un schéma de décharge équilibré ou déséquilibré peut avoir un effet économique significatif.

Turbines à gaz et centrales thermiques à cycle combiné

L'expérience du développement du GTU-CHP montre que, bien qu'elle ne soit pas inférieure aux CHPP à vapeur en termes d'indicateurs techniques et économiques, la GTU-CHP est beaucoup moins chère en termes de coûts d'investissement, plus simple dans sa conception et son fonctionnement.

La Russie possède une expérience significative dans le développement du GTU-CHP. La première installation de ce type a été construite en 1971 pour fournir de la chaleur à la ville de Iakoutsk. Dans cette centrale thermique, quatre unités de turbine à gaz de type GTE-35 et deux types de GTE-45 produits par OJSC Turboatom sont actuellement en service. La chaleur des gaz d’échappement est récupérée dans des chauffe-eau à gaz. La puissance électrique totale de la centrale est de 230 MW, la charge thermique maximale fournie par la centrale dépasse 300 Gcal/h.

Le principal problème lors de l'utilisation de GTU-CHP est de déterminer la part optimale de la puissance de la turbine à gaz dans la puissance thermique fournie et le nombre d'heures de son utilisation. Si un GTU-CHP fonctionne pour un consommateur avec une charge thermique constante 24 heures sur 24, alors l'avantage maximal pour le propriétaire est fourni si toute la chaleur est fournie par des unités à turbine à gaz. Si la charge thermique change considérablement au cours de l’année, la turbine à gaz sera utilisée pendant un nombre d’heures nettement inférieur, ce qui augmentera le coût de l’électricité.

Le rôle principal dans la résolution de ce problème est joué par les indicateurs techniques et économiques de l'unité de turbine à gaz et sa puissance. Il est bien évident que si le rendement d'une centrale à turbine à gaz en mode autonome est comparable au rendement d'une centrale à vapeur en mode condensation, alors l'avantage d'une centrale à turbine à gaz est en tout cas indéniable.

Le rendement électrique des turbines à gaz modernes est de 34 à 37 %. Elle est proche voire supérieure à l'efficacité unités de turbine à vapeur Installations de cogénération à pression sous-critique fonctionnant en mode condensation. La production de chaleur ne réduit pas ce rendement, contrairement aux centrales à turbine à vapeur, où la puissance électrique et le rendement dû à l'extraction de vapeur pour le chauffage (notamment industriel, à haute pression) sont considérablement réduits.

Pour augmenter la production de chaleur pendant les périodes charges maximales Des chaudières principales de récupération à turbine à gaz peuvent être utilisées, qui sont équipées à cet effet de brûleurs pour brûler du combustible supplémentaire. Cependant, une combustion supplémentaire du carburant, ainsi qu'une réduction de la charge thermique (sous-utilisation de la chaleur des gaz rejetés dans l'unité de turbine à gaz), réduisent l'efficacité de l'unité de turbine à gaz-CHP. Même en tenant compte de cela, les installations de cogénération GTU-CHP sont plus attractives pour les installations de cogénération industrielles avec une part importante de charge de vapeur stable, bien qu'économiquement les installations de cogénération GTU-CHP puissent être rentables même avec des horaire variable charge thermique et électrique.

La plupart option efficace la modernisation des centrales thermiques consiste à utiliser des centrales à cycle combiné binaire. Avec ce schéma, chaque unité de turbine à gaz fonctionne sur sa propre chaudière à chaleur résiduelle, dans laquelle de la vapeur est générée et surchauffée, circulant, par exemple, dans un collecteur commun et de celui-ci dans l'existant. Turbines à vapeur.

Le circuit chaudière des CCGT-CHP peut être simplifié en remplaçant les circuits basse et moyenne pression par un chauffe-eau gaz pour l'eau du réseau. Dans ce cas, la génération de chaleur est réalisée en extrayant de la vapeur d'une turbine à vapeur et dans un chauffe-eau à gaz.

L'efficacité comparative des centrales thermiques à turbine à gaz et à cycle combiné avec des unités à turbine à gaz de moyenne puissance (70 MW), utilisées pour couvrir la même charge thermique spécifiée, est caractérisée par les données indiquées dans le tableau. 2. Les calculs ont été effectués en tenant compte d'une durée de vie de -40 ans, aux prix mondiaux du carburant, des équipements, de l'électricité et de la chaleur. Les résultats indiquent que toutes les options de cogénération sont efficaces à des tarifs et prix du carburant raisonnables. Les meilleurs indicateurs financiers et économiques sont ceux des GTU-CHP et PGU-CHP avec turbines de type T.

Unités de turbine à gaz avec chaudières à chaleur résiduelle est idéalement situé dans le nouveau bâtiment principal sur le site de la centrale thermique existante. Dans ce cas, les anciennes chaudières et une partie des turbines à vapeur peuvent être conservées en réserve pour couvrir les pics de charge ou utilisées lors des interruptions de l'approvisionnement en gaz (puisque dans les chaudières comme réserve de carburant du fioul peut être utilisé).

Dans de nombreuses centrales thermiques, il est possible d'ajouter une unité de turbine à gaz - une chaudière à chaleur résiduelle du côté de l'extrémité temporaire du bâtiment principal, de la mettre en service et de la connecter au collecteur de vapeur, de créer une réserve d'énergie vapeur et puis remplacez alternativement les chaudières électriques et les turbines à vapeur par des unités à turbine à gaz et des chaudières à chaleur résiduelle.

Diverses options d'utilisation de turbines à gaz et de turbines à gaz à cycle combiné dans les centrales thermiques peuvent se généraliser. Les centrales de cogénération d'une capacité de plus de 200 MW(e), dans lesquelles le gaz naturel représente 90 % ou plus du bilan combustible, exploitent environ 300 turbines à vapeur d'une capacité de 60 à 110 MW. Certains d'entre eux peuvent et doivent être remplacés par des modèles à gaz. Dans ce cas, le plus grand avantage peut être obtenu si un tel remplacement est effectué avec une augmentation de la puissance électrique de la centrale thermique (à charge thermique constante, il est optimal d'augmenter la puissance de 2 à 2,5 fois).

Conclusion

Les difficultés qui surviennent lors du rééquipement technique des chaufferies et des centrales thermiques utilisant les technologies de turbine à gaz et de cycle combiné sont principalement liées à : l'exiguïté des sites, la nécessité de produire une puissance accrue et d'assurer un approvisionnement fiable toute l'année en gaz naturel (ou sauvegarde Gas-oil), minimisant les investissements en capital.

Des superstructures de turbines à gaz sont possibles dans les centrales thermiques divers types. Avec une production de vapeur unitaire relativement faible des chaudières des anciennes centrales thermiques, une unité de turbine à gaz d'une capacité de 15 à 30 MW avec des débits de gaz de 65 à 100 kg/s peut être utilisée à cet effet. Les modules complémentaires augmentent la production d'énergie de consommation de chaleur. Leur efficacité en termes d'indicateurs financiers et économiques doit être évaluée au cas par cas.

Bénéficie de l’introduction des technologies de turbine à gaz et de cycle combiné pour rééquipement technique La centrale thermique fonctionnera à son maximum si des turbines à gaz produites localement sont utilisées.

Avec une solution favorable aux problèmes organisationnels, techniques et problèmes économique associée à l'introduction d'unités de turbine à gaz dans le secteur de l'énergie, leur utilisation réduira les coûts de production d'électricité et de chaleur de 1,5 à 2 fois.

Centrale de production combinée de chaleur et d'électricité à turbine à gaz (GT CHPP ou GTU-CHP) - une centrale thermique utilisée pour la co-production énergie électrique V installation de turbine à gaz et l'énergie thermique dans chaudière de récupération.

Construction d'une cogénération GT

Une seule unité d'un GT CHP se compose de moteur à turbine à gaz , générateur électrique Et chaudière à chaleur résiduelle. Lorsqu'une turbine à gaz fonctionne, le résultat énergie mécanique est utilisée pour faire tourner le générateur et produire de l'électricité, et l'énergie thermique inutilisée est utilisée pour chauffer le liquide de refroidissement dans la chaudière. L'utilisation intégrée de l'énergie combustible pour la production d'électricité et le chauffage permet, comme pour tout cogénération par rapport au pur centrale électrique, augmentez le total Efficacité de l'installation d'environ 30 à 90 %.

La vitesse de rotation optimale d'une turbine à gaz dépasse celle requise pour la production de courant continu fréquence industrielle, par conséquent, la partie génératrice d'électricité de l'unité contient soit un mécanisme mécanique abaisseur boîte de vitesses, ou électronique statique Convertisseur de fréquence.

Les équipements GT CHP comprennent également un système de traitement des gaz (vidange, nettoyage mécanique, stockage tampon), une unité de distribution électrique, des dispositifs de refroidissement du générateur, contrôle automatique et etc.

Avantages et inconvénients du GT CHP

Avantages

• Par rapport aux centrales thermiques à turbine à vapeur, les centrales de cogénération GT nécessitent des coûts d'investissement totaux inférieurs pendant la construction et sont plus faciles à entretenir. Ils n'ont pas de chaudière haute pression, ne nécessitent pas de dispositifs de refroidissement spéciaux pour évacuer l'énergie thermique excédentaire, leur puissance par unité de masse est beaucoup plus élevée. Dans le même temps, la puissance d'une seule unité d'une centrale électrique à turbine à gaz est limitée plus que conditions difficiles fonctionnement des turbines. GT CHP ne peut pas utiliser lourd Et dur combustible, les possibilités d'optimisation du processus de combustion dans une centrale thermique à vapeur sont plus larges.

• Par rapport aux grandes stations à piston à gaz, les GT CHPP ont une durée de vie beaucoup plus longue, mais sont également plus chères et nécessitent un entretien plus qualifié. Une turbine à gaz est moins exigeante sur les qualités combustibles du gaz qu'un moteur à pistons et est plus respectueuse de l'environnement.

Défauts

• Selon le ratio de production énergie électrique en règle générale, les centrales électriques à turbine à gaz perd au profit d'autres types de centrales.

• Les inconvénients du GT-CHP incluent un niveau de bruit élevé. Le bruit à proximité de la station peut atteindre 110 dB, ce qui est comparable au bruit d'un avion. En l'absence d'isolation phonique, le bruit de la station se propage sur une distance de 3 km, avec une isolation phonique d'environ 1,5 à 2 km.

Champ d'application

La construction d'une centrale de cogénération GT est justifiée s'il est nécessaire d'introduire rapidement une production locale et capacité de chauffage tout en minimisant les coûts initiaux : augmenter la capacité ou reconstruire les réseaux à l'échelle d'un microquartier, d'un village, d'une petite ville, en créer de nouveaux colonies, surtout dans des conditions de construction difficiles. Tout ce qui est nécessaire au fonctionnement de la station est uniquement la présence d'un approvisionnement en gaz stable ; une demande suffisante pour l'énérgie thermique.

L'amélioration de la technologie des unités de turbine à gaz réduit le coût de leur production et de leur exploitation et prolonge considérablement leur durée de vie. Application de roulements sans contact ( magnétique , dynamique des gaz), l'amélioration des matériaux fonctionnant dans une flamme, la réduction des contraintes thermiques des grandes turbines permettent d'atteindre une durée de fonctionnement de 60 à 150 000 heures. jusqu'à ce que les principales pièces d'usure soient remplacées et que l'intervalle d'entretien soit d'environ un an. Actuellement (années 2010), à la fois de puissantes turbines de puissance à basse vitesse (6 000 tr/min) pour les centrales électriques à turbine à gaz stationnaires et des unités de turbine compactes à vitesse de rotation élevée (environ 100 000 tr/min) et des générateurs haute fréquence dans une conception complète de « conteneur » , convient également à un degré ou à un autre comme principale source d'approvisionnement énergétique d'une zone peuplée.

Le perfectionnement technologique des unités modernes de turbine à gaz supprime dans une certaine mesure l'obstacle qui obligeait à l'introduction d'un étage de vapeur « supplémentaire » dans le turbogénérateur à l'aube de l'industrie de l'énergie électrique. Tout cela, associé à une augmentation de la demande d'électricité locale, contribue à la propagation des centrales électriques à turbine à gaz depuis les zones gazières au climat rigoureux et conditions difficiles la construction dans des régions tempérées de plus en plus vastes, où, avec un approvisionnement en gaz bon marché, il y a une pénurie croissante d'électricité, et l'augmentation de la puissance électrique réseaux centralisés peu pratique pour des raisons économiques ou organisationnelles.

La construction d'une unité de turbine à gaz de 30 MW à la centrale thermique de Kaluga fait partie d'un projet à grande échelle programme d'investissement JSC "Quadra - Power Generation", vendue dans le cadre d'accords de raccordement électrique.

Dans le cadre du programme d'investissement, JSC "Quadra - Power Generation" prévoit de construire des installations totales de production d'électricité d'ici 2015. capacité installée 1092 MW.

Lors de la construction d'une nouvelle centrale électrique à la CHPP de Kaluga (conformément au projet), un nouveau complexe, composé directement d'une unité de turbine à gaz fabriquée par General Electric (USA), d'une chaudière à chaleur résiduaire fabriquée par NPO Barnaul Boiler Equipment Plant LLC et d'un surpresseur station de compression. Le coût du projet s'élevait à 1,7 milliard de roubles. Lors du choix d'une turbine à gaz, nous avons pris en compte l'expérience d'exploitation d'équipements de production similaires dans d'autres centrales, notamment à la GTU-CHP de Belgorod « Luch », en activité depuis 2005.

Un facteur important était que le fabricant de turbines à gaz révision ses produits fournissent une unité de turbine à gaz similaire, ce qui exclut temps d'arrêt possible dans le fonctionnement de l'ensemble de la station.

Il convient de noter que nous avons mis en œuvre une solution intéressante et économe en énergie consistant à inclure une nouvelle unité de production d'énergie à turbine à gaz dans schéma existant production d'énergie à la CHPP de Kaluga, en tenant compte des équipements existants. Diagramme schématique Cette solution est présentée sur la Fig. 1, dont la particularité est la production de vapeur dans une chaudière à chaleur résiduelle (due au refroidissement des gaz d'échappement d'une turbine à gaz) avec son alimentation ultérieure aux deux turbines à vapeur existantes de type P et P. C'est-à-dire avec la mise en service de la centrale à turbine à gaz, une centrale thermique et électrique à cycle combiné a été effectivement obtenue. Le facteur d'utilisation du carburant (FUI) de la station sera d'environ 86 %.

Riz. 1

Les turbines à gaz fabriquées par General Electric sont développement moderne et correspondent aux dernières réalisations mondiales dans ce domaine.

La concentration d'oxydes d'azote et de carbone dans les gaz d'échappement est extrêmement faible (au niveau des meilleures normes mondiales). Ces valeurs répondent aux exigences de la norme GOST 29328-92 en vigueur : la teneur en oxydes d'azote dans les gaz d'échappement des turbines à gaz ne dépasse pas 51 mg/nm 3 .

La reconstruction de la centrale thermique de Kaluga réduira considérablement les émissions produits dangereux dans l'atmosphère. Après la mise en service d'une unité moderne de turbine à gaz à la centrale thermique de Kaluga, la concentration des émissions d'oxydes d'azote diminuera de 255 à 55 mg/nm 3 .

L'unité de turbine à gaz est entièrement automatisée ; la turbine à gaz est contrôlée depuis la salle de contrôle.

La mise en service d'équipements modernes de turbine à gaz à la centrale de production de Kaluga augmentera la puissance installée Puissance électrique centrale de 12 à 42 MW, la production d'électricité à la CHPP de Kaluga devrait augmenter de 6,5 fois (jusqu'à 2 millions de kWh d'électricité seront produits en plus par an). Cela réduira la pénurie d'électricité dans la région de Kalouga et augmentera ainsi la fiabilité du pôle énergétique régional.

En termes de production d'énergie thermique, les deux chaudières existantes fonctionneront désormais en mode veille de pointe, et la majorité de la charge de chauffage tout au long de l'année sera couverte par la vapeur générée dans la chaudière de récupération de chaleur (débit maximum 40 t/h).

Le lancement d'une unité de turbine à gaz permet d'améliorer les performances techniques et économiques de la centrale, d'augmenter la fiabilité de l'approvisionnement énergétique des consommateurs, mais aussi d'assurer la compétitivité de la centrale thermique sur le marché de l'électricité et de la capacité.

Après la mise en service de la turbine à gaz couts à l'unité le carburant diminuera :

¦ pour la fourniture d'électricité - de 632,3 à 265 g/kWh ;

¦ pour la fourniture d'énergie thermique - de 215,5 à 175 kg/Gcal.

En 2010, 18 employés de la centrale thermique de Kaluga ont suivi une formation et une reconversion pour travailler dans des centrales à turbine à gaz, et en 2011, il est prévu de former 10 autres personnes.

En conclusion, il convient de noter que le projet de reconstruction de la centrale de production de Kaluga prévoyait non seulement la construction d'une unité de turbine à gaz de 30 MW, mais également une charge supplémentaire de la centrale en termes de puissance thermique en commutant les charges thermiques, en particulier, dans le quartier de la rue. Chicherina, Socialiste et Télévision (Kaluga) avec la fermeture des chaufferies à faible rendement.

Vers la zone st. Chicherina, socialiste et télévision sur ce moment la conduite de chauffage est presque « rallongée », dont la longueur totale est de 3 km en calcul bitube, avec un diamètre de 300 mm, installation sans canal. Dans ce cas, nous avons décidé d'utiliser des tuyaux en mousse polyester-minérale (PPM) avec un système de télécommande en ligne.

Avec l'achèvement de la construction du réseau de chaleur, il est prévu de fermer quatre chaufferies à faible rendement dans la région.

En 2007, pour « transférer » la charge thermique de trois chaufferies (deux départementales et une municipale) du district de Silikatny vers la centrale de cogénération de Kaluga, un réseau de chaleur d'une longueur de 3,5 km en bitube a été posé de la gare à le quartier joint externeà partir de tuyaux en mousse de polyuréthane (PPU) isolante d'un diamètre de 325 mm avec revêtement anti-vandalisme. installation de vapeur thermique pour turbine à gaz

Cependant, lors de l'exploitation de ce pipeline, le problème des nombreux incendies criminels sur l'isolation thermique par les habitants s'est posé. Aujourd'hui, la région de Silikatny reçoit toute son énergie thermique de la centrale thermique de Kaluga.