Elektrownie z turbinami gazowymi. Mobilna elektrownia z turbiną gazową. Instalacje turbin gazowych z odzyskiem energii cieplnej

Co jakiś czas w wiadomościach piszą, że np. w takiej a takiej państwowej elektrowni okręgowej trwa budowa bloku gazowo-parowego o mocy 400 MW, a w innej CHPP-2 instalacja GTP wiele MW zostaje oddanych do eksploatacji. O takich wydarzeniach pisze się, są one objęte, ponieważ włączenie tak potężnych i wydajnych jednostek to nie tylko „kleszcz” w realizacji program państwowy, ale także realny wzrost sprawności elektrowni, regionalnego systemu energetycznego, a nawet zunifikowanego systemu energetycznego.

Ale chciałbym zwrócić uwagę nie na realizację programów państwowych lub wskaźników prognostycznych, ale na CCGT i GTU. W tych dwóch terminach nie tylko laik, ale także początkujący energetyk może się pomylić.

Zacznijmy od łatwiejszego.

GTU - turbina gazowa - to turbina gazowa i generator elektryczny połączone w jednym budynku. Korzystne jest zainstalowanie go w elektrociepłowni. Jest to skuteczne, a wiele przebudów elektrociepłowni ma na celu instalowanie właśnie takich turbin.

Oto uproszczony cykl działania instalacji cieplnej:

Gaz (paliwo) wchodzi do kotła, gdzie spala się i oddaje ciepło wodzie, która opuszcza kocioł w postaci pary i obraca turbinę parową. Turbina parowa włącza generator. Prąd pobieramy z generatora, aw razie potrzeby z turbiny pobieramy parę na potrzeby przemysłowe (ogrzewanie, ogrzewanie).

A w turbinie gazowej gaz dopala się i obraca turbinę gazową, która wytwarza energię elektryczną, a wychodzące gazy zamieniają wodę w parę w kotle odzysknicowym, czyli tzw. gaz działa z podwójną korzyścią: najpierw spala i obraca turbinę, potem podgrzewa wodę w kotle.

A jeśli sama elektrownia gazowa zostanie pokazana jeszcze bardziej szczegółowo, będzie wyglądać tak:

Ten film wyraźnie pokazuje, jakie procesy zachodzą w zakładzie turbiny gazowej.

Ale jeszcze bardziej przyda się, jeśli uzyskana para zostanie zmuszona do pracy - włóż ją do turbiny parowej, aby działał inny generator! Wtedy nasze GTU stanie się JEDNOSTKĄ PAROWO-GAZOWĄ (CCGT).

W rezultacie CCGT jest bardziej szeroka koncepcja. Elektrownia ta jest samodzielnym blokiem energetycznym, w którym paliwo jest zużywane jednorazowo, a energia elektryczna wytwarzana jest dwukrotnie: w zakładzie turbiny gazowej i turbinie parowej. Ten cykl jest bardzo wydajny i ma wydajność około 57%! To jest bardzo dobry wynik, co pozwala znacznie zmniejszyć zużycie paliwa w celu uzyskania kilowatogodziny energii elektrycznej!

Na Białorusi, w celu poprawy sprawności elektrowni, turbiny gazowe są wykorzystywane jako „nadbudowa” istniejącego systemu elektrociepłowni, a CCGT są budowane w elektrowniach okręgowych jako niezależne bloki energetyczne. Pracujące w elektrowniach turbiny gazowe nie tylko zwiększają „prognozowane wskaźniki techniczno-ekonomiczne”, ale także usprawniają zarządzanie generacją, ponieważ charakteryzują się dużą manewrowością: szybkością rozruchu i przyrostem mocy.

Tak przydatne są te turbiny gazowe!

doktorat rocznie Berezynie, szef. laboratoria instalacje cyklu łączonego, JSC "VTI", Moskwa

Nadbudowy turbin gazowych kotłowni grzewczych

Pojawienie się na krajowym rynku elektrowni gazowo-turbinowych (GTP) małej i średniej mocy z dobrym wskaźniki ekonomiczne(efektywność, wymiary, koszt) umożliwia realizację skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w ciepłowniczych i przemysłowych źródłach ciepła na paliwo gazowe.

Podczas przebudowy kotłów grzewczych z wykorzystaniem nadbudówek turbin gazowych pojawiają się następujące problemy:

Produkcja wytworzonej energii elektrycznej (bez tego zastosowanie turbin gazowych nie wchodzi w rachubę);

Znalezienie miejsca na umieszczenie turbin gazowych (w przypadku braku wolna przestrzeń lub nieakceptowalność innych rozwiązania techniczne do umieszczenia turbin gazowych ich użycie również jest niemożliwe);

Ograniczenie zużycia gazu ziemnego(jeżeli dopuszcza się zużycie gazu ziemnego w ilości wystarczającej jedynie do zapewnienia maksymalnego lub mniejszego obciążenia cieplnego, to zakres obciążenia, jakim dysponuje turbina gazowa, ulega zawężeniu);

Konieczność zwiększenia ciśnienia gazu ziemnego do turbin gazowych.

Modernizację kotłowni można przeprowadzić na dwa sposoby.

1. Instalując moduły GTU-GPSV (GPSV - ogrzewanie gazowe wody sieciowej) i integrując je w schemat termiczny kotłownia. W rzeczywistości jest to przedłużenie kotłowni, bo. jednorazowe moc cieplna jednocześnie zwiększając. Tryb pracy istniejącej części kotłowni w tym przypadku zmieni się z podstawowego na szczytowy. Dobór całkowitej mocy modułów należy przeprowadzić przy optymalnym współczynniku nagrzewania.

2. Poprzez nadbudowę istniejących kotłów wodnych z turbozespołami gazowymi. Dzięki tej metodzie konieczne jest zharmonizowanie charakterystyk turbiny gazowej i kotłów. Dotyczy to przede wszystkim natężenia przepływu spalin GTU,

przepływ gazu przez kotły ciepłej wody i wydajność oddymiania. Możliwe są trzy schematy parowania turbozespołu gazowego i kotła ciepłej wody (ryc. 1).

Pierwszym jest obieg zrównoważony odpływu (rys. 1a), w którym cały strumień spalin kierowany jest do palników kotła c.w.u. Dodatkowe paliwo w kotle gorącej wody jest spalane dzięki powietrzu obecnemu w spalinach turbiny gazowej. Przy braku powietrza w nich można zastosować dmuchawę. Gdy GTU jest wyłączone, kocioł może nadal pracować na wentylatorach ciągu. Transfer kotła z tryb łączony(z turbiną gazową) na autonomiczny (z wentylatorami ciągu) najprościej przeprowadza się, gdy turbina gazowa i kocioł zostają zatrzymane przez przełączenie gęste zawory gazowe lub wycisz.

Drugi to niezrównoważony obwód wylotowy, w którym natężenie przepływu gazów spalinowych z turbiny gazowej przekracza dopuszczalne natężenie przepływu gazu przez kocioł.

Za GTU istnieje możliwość zamontowania turbozespołu gazowego, w którym spaliny są schładzane do temperatury spalin kotła c.w.u. Ilość gazów potrzebnych do spalenia paliwa trafia do palników kotła, a reszta jest emitowana do komin. Woda sieciowa jest podgrzewana w GFSV i kotle ciepłej wody (rys. 1b). Obciążenie cieplne jest regulowane poprzez zmianę zużycia paliwa w palnikach kotła ciepłej wody i przepływu gazu wymaganego do jego spalania za GFSV.

W trzecim schemacie nadmiarowa część przepływu spalin po GTP jest odprowadzana do GFSV podłączonego równolegle do kotła ciepłej wody (rys. 1c). Obciążenie cieplne jest kontrolowane poprzez zmianę zużycia paliwa w kotle.

Aby wdrożyć dwa ostatnie schematy, wymagane są dodatkowe koszty budowy GFSV. Jeżeli zwiększenie mocy cieplnej kotłowni nie jest wymagane, należy przede wszystkim rozważyć zrównoważony schemat.

Aby zilustrować zastosowanie turbin gazowych, rozpatrujemy typową kotłownię ciepłowniczą wyposażoną w dwa kotły KVGM-100, której średnie miesięczne obciążenie cieplne w ciągu roku pokazano na rys. 2. Wykres czasu działania obciążeń cieplnych kotłowni i odpowiedni wykres mocy GTU pokazano na ryc. 3.

Kotłownia posiada możliwość rozbudowy ze względu na dostępną wolną przestrzeń oraz demontaż nieużywanego wyposażenia. Na terenie kotłowni znajduje się miejsce na umieszczenie sprzętu elektrycznego zapewniającego przesył energii elektrycznej do systemu elektroenergetycznego. Limit zużycia gazu ziemnego jest wykorzystywany w 50%, ponieważ rozbudowa kotłowni została wstrzymana ze względu na spowolnienie w budownictwie mieszkaniowym. Nadciśnienie dopływ gazu ziemnego na teren kotłowni wynosi 0,15 MPa, tj. do pracy turbiny gazowej wymagana jest instalacja sprężarek wspomagających. W ten sposób kotłownia w pełni spełnia wymienione warunki umieszczenia w niej turbiny gazowej. Wskaźniki wydajności kotłowni, wykonane zgodnie ze zrównoważonym schematem z wykorzystaniem turbin gazowych o różnych mocach, przedstawiono w tabeli. 1. W obliczeniach przyjęto, co następuje. wykresy temperatury sieć ciepłownicza: zima - 70/150 os, lato - 35/70 os.

Przy koszcie mocy zainstalowanej turbiny gazowej na poziomie 600 USD/kW, rzeczywisty termin spłaty 100% pożyczki (12 mln USD) na instalację pierwszej turbiny gazowej wyniesie 4 lata. Aby jednak przyciągnąć inwestorów, należy skupić się na faktycznym okresie spłaty kredytu do 2 lat, co też jest możliwe, ale pod warunkiem, że koszt zainstalowanej mocy nie przekracza 400 USD/kW.

Tak więc, jeśli kotłownia ma: niezbędne warunki, wówczas instalacja turbiny gazowej wykorzystującej zrównoważony lub niezrównoważony schemat odprowadzania może zapewnić znaczący efekt ekonomiczny.

Turbiny gazowe i elektrociepłownie w cyklu kombinowanym

Doświadczenia w rozwoju GTU-CHP pokazują, że nie ustępując elektrociepłowni parowej pod względem wskaźników techniczno-ekonomicznych, GTU-CHP jest znacznie tańsza pod względem kosztów kapitałowych, prostsza w konstrukcji i eksploatacji.

Rosja ma duże doświadczenie w rozwoju GTU-CHP. Pierwsza taka instalacja została zbudowana w 1971 roku dla zaopatrzenia w ciepło miasta Jakucka. Ta CHPP obsługuje obecnie cztery GTP typu GTE-35 i dwa typy GTE-45 produkowane przez OJSC Turboatom. Ciepło spalin jest wykorzystywane w sieciowych podgrzewaczach wody opalanych gazem. Łączna moc elektryczna elektrowni wynosi 230 MW, maksymalne obciążenie cieplne dostarczane przez elektrownię przekracza 300 Gcal/h.

Głównym problemem przy stosowaniu GTU-CHP jest określenie optymalnego udziału mocy turbiny gazowej w dostarczanej mocy cieplnej oraz liczby godzin jej użytkowania. Jeśli GTU-CHP pracuje dla konsumenta przy stałym całodobowym obciążeniu cieplnym, wówczas maksymalna korzyść dla właściciela jest zapewniona, jeśli całe ciepło zostanie uwolnione z turbin gazowych. Jeśli w ciągu roku obciążenie cieplne zmieni się znacząco, turbina gazowa zużyje znacznie mniejszą liczbę godzin, co z kolei podniesie koszt energii elektrycznej.

Główną rolę w rozwiązaniu tego problemu odgrywają wskaźniki techniczno-ekonomiczne GTU i jego pojemność. Jest całkiem oczywiste, że jeśli sprawność turbiny gazowej w trybie autonomicznym jest porównywalna do sprawności elektrociepłowni parowej w trybie kondensacyjnym, to przewaga GTU-CHP jest w każdym przypadku niezaprzeczalna.

Sprawność elektryczna nowoczesnych turbin gazowych wynosi 34-37%. Jest zbliżona lub nawet wyższa od wydajności instalacje turbin parowych Podkrytyczne ciśnienie CHP pracujące w trybie kondensacji. Wytwarzanie ciepła nie zmniejsza tej sprawności, w przeciwieństwie do elektrowni z turbinami parowymi, gdzie moc elektryczna i sprawność z powodu ekstrakcji pary do ogrzewania (zwłaszcza przemysłowego, pod wysokim ciśnieniem) są znacznie zmniejszone.

Aby zwiększyć produkcję ciepła w okresach maksymalne obciążenia można zastosować główne kotły odzysknicowe GTP, które do tego celu wyposażone są w palniki do spalania dodatkowego paliwa. Natomiast dodatkowe spalanie paliwa, jak również zmniejszenie obciążenia cieplnego (niedostateczne wykorzystanie ciepła gazów odprowadzanych w GTU), obniża sprawność GTU-CHP. Mając to na uwadze, GTP są najbardziej atrakcyjne dla elektrociepłowni przemysłowych ze znacznym udziałem stabilnego obciążenia parą, chociaż elektrociepłownie GTP mogą być ekonomicznie opłacalne nawet wtedy, gdy zmienny harmonogram obciążenie cieplne i elektryczne.

Bardzo skuteczna opcja modernizacja elektrociepłowni polega na zastosowaniu binarnych instalacji gazowo-parowych. Przy takim schemacie każda turbina gazowa pracuje dla własnego kotła odzysknicowego, w którym wytwarzana jest i przegrzewana para, która wchodzi np. do wspólnego kolektora, a z niego do istniejącego turbiny parowe.

Schemat kotła dla CCGT-CHP można uprościć, zastępując obwody niskiego i średniego ciśnienia podgrzewaczem gazowo-wodnym na wodę sieciową. Wytwarzanie ciepła odbywa się w tym przypadku dzięki odciągowi pary z turbiny parowej oraz w nagrzewnicy gazowo-wodnej.

Sprawność porównawczą turbiny gazowej i elektrociepłowni o cyklu kombinowanym z turbinami gazowymi średniej mocy (70 MW) zastosowanymi do pokrycia tego samego zadanego obciążenia cieplnego charakteryzują dane podane w tabeli. 2. Obliczenia wykonano z uwzględnieniem okresu użytkowania -40 lat, przy światowych cenach paliw, urządzeń, energii elektrycznej i ciepła. Wyniki pokazują, że wszystkie opcje CHP w rozsądnych taryfach i cenach paliw są efektywne. Najlepsze wskaźniki finansowo-ekonomiczne mają GTU-CHPP i CCGT-CHPP z turbinami typu T.

Instalacje turbin gazowych z kotłami odzysknicowymi najlepiej zlokalizować w nowym budynku głównym na terenie istniejącej elektrociepłowni. W takim przypadku stare kotły i część turbin parowych mogą być trzymane w rezerwie na pokrycie szczytowych obciążeń lub wykorzystywane podczas przerw w dostawie gazu (ponieważ w kotłach rezerwa paliwa można użyć oleju).

W wielu elektrociepłowniach istnieje możliwość dobudowania bloku GTP - kotła odzysknicowego od strony tymczasowego zakończenia budynku głównego, uruchomienia go i podłączenia do kolektora pary, utworzenia rezerwy mocy pary a następnie na przemian wymienić kotły energetyczne i turbiny parowe na turbiny gazowe i kotły odzysknicowe.

Różne możliwości wykorzystania turbin gazowych i CCGT w elektrociepłowniach mogą być szeroko stosowane. Elektrociepłownie o mocy powyżej 200 MW(e), w których gaz ziemny stanowi 90% lub więcej miksu paliwowego, eksploatuje około 300 turbin parowych o mocy 60-110 MW. Niektóre z nich można i należy zastąpić gazowymi. W takim przypadku największą korzyść można uzyskać, jeśli taka wymiana zostanie przeprowadzona przy wzroście mocy elektrycznej elektrociepłowni (przy stałym obciążeniu cieplnym optymalny jest wzrost mocy o 2-2,5 razy).

Wniosek

Trudności pojawiające się podczas ponownego wyposażania kotłowni i elektrociepłowni z wykorzystaniem technologii turbin gazowych i cyklu skojarzonego związane są głównie z: szczelnością obiektów, koniecznością zwiększenia mocy oraz zapewnienia niezawodnych całorocznych dostaw gazu ziemnego ( lub kopia zapasowa olej napędowy), minimalizując inwestycje kapitałowe.

W CHPP możliwe są nadbudowy turbin gazowych różne rodzaje. Przy stosunkowo niewielkiej jednostkowej mocy parowej kotłów starych elektrociepłowni można do tego celu zastosować turbozespół gazowy o mocy 15–30 MW z przepływami gazu 65–100 kg/s. Dodatki zwiększają wytwarzanie energii o zużycie ciepła. Ich skuteczność pod względem wskaźników finansowych i ekonomicznych musi być oceniana w każdym konkretnym przypadku.

Skorzystaj z wprowadzenia technologii turbin gazowych i cyklu kombinowanego dla ponowne wyposażenie techniczne CHPP będzie maksymalna, jeśli zastosowane zostaną turbiny gazowe produkcji krajowej.

Przy korzystnym rozwiązaniu organizacyjnym, technicznym i problemy ekonomiczne związane z wprowadzeniem turbin gazowych w energetyce, ich zastosowanie zmniejszy koszty produkcji energii elektrycznej i ciepła 1,5-2 razy.

Elektrociepłownia z turbiną gazową (CHPP lub GTU-CHPP) - elektrociepłownia, która służy do wspólnej produkcji energia elektryczna w elektrownia turbiny gazowej i energia cieplna w kocioł odzysknicowy.

Urządzenie kogeneracyjne GT

Pojedyncza jednostka GT CHPP składa się z silnik turbiny gazowej , generator oraz kocioł odzysknicowy. Podczas pracy turbiny gazowej powstałe energia mechaniczna przechodzi do obracania generatora i generowania energii elektrycznej, a niewykorzystane ciepło - do podgrzewania chłodziwa w kotle. Zintegrowane wykorzystanie energii z paliw do wytwarzania energii elektrycznej i ogrzewania pozwala, jak dla każdego CHP w porównaniu do czystego elektrownia, zwiększ sumę Wydajność instalacji od około 30 do 90%.

Optymalna prędkość turbiny gazowej przekracza prędkość wymaganą do bezpośredniego wytwarzania energii częstotliwość przemysłowa, dlatego w składzie części wytwarzającej elektryczność zespołu znajduje się albo mechaniczny zstępujący reduktor lub statyczna elektroniczna przetwornica częstotliwości.

W skład elektrociepłowni GT wchodzą również układ oczyszczania gazów (suszenie, czyszczenie mechaniczne, magazynowanie buforowe), rozdzielnia elektryczna, urządzenia chłodzące generator, automatyczna kontrola itd.

Zalety i wady GT CHP

Zalety

• W porównaniu z elektrowniami cieplnymi z turbinami parowymi, elektrociepłownie GT wymagają niższych całkowitych kosztów inwestycyjnych podczas budowy i są łatwiejsze w utrzymaniu. Nie mają kotłów wysokie ciśnienie, nie wymagają specjalnych urządzeń chłodzących do odprowadzania nadmiaru energii cieplnej, ich moc na jednostkę masy jest znacznie wyższa. Jednocześnie moc pojedynczego bloku CHPP GT jest ograniczona o ponad trudne warunki praca turbiny. GT CHP nie może użyć ciężki oraz solidny paliwa, możliwości optymalizacji procesu spalania w elektrociepłowni parowej są szersze.

• W porównaniu z dużymi stacjami gazowo-tłokowymi elektrociepłownia GT dysponuje znacznie większymi zasobami, ale jednocześnie jest droższa i wymaga bardziej wykwalifikowanej obsługi. Turbina gazowa jest mniej wymagająca pod względem palnych właściwości gazu niż maszyna tłokowa i jest bardziej przyjazna dla środowiska.

niedogodności

• Zgodnie ze stosunkiem wygenerowanych energia elektryczna cieplna CHPP GT z reguły przegrywa z innymi typami stacji.

• Wady GT-CHP to wysoki poziom hałasu. Hałas w pobliżu stacji może osiągnąć 110 dB, co jest porównywalne z hałasem z samolotu. W przypadku braku izolacji akustycznej hałas ze stacji rozprzestrzenia się na odległość 3 km, przy izolacji akustycznej około 1,5 do 2 km.

Obszar zastosowań

Budowa elektrociepłowni GT jest uzasadniona, jeśli konieczne jest szybkie wprowadzenie lokalnego wytwarzania i moce grzewcze przy minimalizacji kosztów początkowych: zwiększenie przepustowości lub przebudowa sieci w skali osiedla, wsi, małego miasta, zakładanie nowych rozliczenia szczególnie w trudnych warunkach budowlanych. Wszystko, co jest niezbędne do działania stacji, to tylko obecność stabilnego zaopatrzenia w gaz; Wystarczający popyt na energia cieplna.

Doskonalenie technologii turbozespołów gazowych obniża koszty ich produkcji i eksploatacji oraz znacznie wydłuża żywotność. Zastosowanie łożysk bezstykowych ( magnetyczny , dynamika gazu), ulepszenie materiałów pracujących w płomieniu, zmniejszenie naprężeń termicznych dużych turbin umożliwia osiągnięcie czasu pracy 60-150 tys. godzin. do wymiany głównych części zużywających się i okresu serwisowego około roku. Obecnie (lata 2010) zarówno potężne niskoobrotowe (6 tys. obr./min) turbiny dla dużych stacjonarnych elektrociepłowni GT, jak i kompaktowe turbozespoły o dużej prędkości obrotowej (ok. 100 tys. obr./min) oraz generatory wysokiej częstotliwości w gotowej wersji „kontenerowej” , również w pewnym stopniu nadaje się jako główne źródło zaopatrzenia w energię dla osiedla.

Doskonałość technologiczna nowoczesnych turbozespołów gazowych w pewnym stopniu usuwa barierę, która wymusiła u zarania elektroenergetyki wprowadzenie do turbogeneratora „dodatkowego” stopnia parowego. Wszystko to, wraz ze wzrostem zapotrzebowania na lokalne moce, przyczynia się do rozprzestrzeniania się GT CHP z regionów gazonośnych o surowym klimacie i trudne warunki budownictwo w coraz większych rejonach o klimacie umiarkowanym, gdzie przy tanich dostawach gazu narasta niedobór energii elektrycznej, a wzrost mocy scentralizowane sieci nieodpowiednie ze względów ekonomicznych lub organizacyjnych.

Budowa GTU-30 MW w Elektrociepłowni Kaługa jest częścią dużej skali program inwestycyjny UAB „Quadra - Wytwarzanie Energii”, realizowany w ramach umów o przyłączenie elektroenergetyczne.

W ramach programu inwestycyjnego SA „Quadra – Energetyka” do 2015 roku planuje wybudować obiekty do wytwarzania general moc zainstalowana 1092 MW.

Podczas budowy nowego bloku energetycznego w Elektrociepłowni Kaługa (zgodnie z projektem) nowy kompleks, składający się bezpośrednio z turbiny gazowej produkcji General Electric (USA), kotła parowego na ciepło odpadowe produkowanego przez NPO Barnaul Boiler Equipment Plant LLC oraz urządzenia wspomagającego stacja sprężarek. Koszt projektu wyniósł 1,7 miliarda rubli. Przy wyborze turbiny gazowej uwzględniliśmy doświadczenie w eksploatacji podobnych urządzeń wytwórczych na innych stacjach, w szczególności w działającej od 2005 roku białoruskiej elektrociepłowni GTU-CHP Luch

Ważnym czynnikiem było to, że przez pewien czas producent turbin gazowych wyremontować swoich produktów zapewnia podobną jednostkę turbiny gazowej, co eliminuje: możliwy przestój na całej stacji.

Warto dodać, że wdrożyliśmy ciekawe i energooszczędne rozwiązanie polegające na włączeniu nowego bloku turbiny gazowej do istniejący schemat wytwarzanie energii w elektrociepłowni Kaluga z uwzględnieniem istniejącego sprzętu. Schemat obwodu to rozwiązanie pokazano na ryc. 1, którego cechą charakterystyczną jest wytwarzanie pary w kotle odzysknicowym (poprzez schłodzenie gazów spalinowych turbiny gazowej) z późniejszym doprowadzeniem jej do pracujących dwóch turbin parowych typu P i P. Czyli wraz z uruchomieniem turbiny gazowej, faktycznie otrzymaliśmy kogenerację w cyklu łączonym. Wskaźnik wykorzystania paliwa (FUFR) stacji wyniesie około 86%.

Ryż. jeden

Turbiny gazowe General Electric są nowoczesny rozwój i poznaj najnowsze światowe osiągnięcia w tej dziedzinie.

Stężenie tlenków azotu i węgla w spalinach jest niezwykle niskie (na poziomie najlepszych światowych standardów). Wartości te spełniają wymagania aktualnego GOST 29328-92: zawartość tlenków azotu w spalinach turbin gazowych nie przekracza 51 mg/nm 3 .

Przebudowa elektrociepłowni Kaluga znacznie zmniejszy emisje szkodliwe substancje w atmosferze. Po uruchomieniu nowoczesnego GTP w Elektrociepłowni Kaługa koncentracja emisji tlenków azotu zmniejszy się z 255 do 55 mg/Nm 3 .

Elektrownia turbiny gazowej jest w pełni zautomatyzowana, turbina gazowa sterowana jest ze stacji dyspozytorskiej.

Uruchomienie nowoczesnych urządzeń turbin gazowych w Elektrociepłowni Kaługa zwiększy zainstalowaną energia elektryczna elektrownie od 12 do 42 MW, produkcja energii elektrycznej w Elektrociepłowni Kaługa ma wzrosnąć 6,5-krotnie (dodatkowo będzie wytwarzanych do 2 mln kWh energii elektrycznej rocznie). Zmniejszy to niedobór energii elektrycznej w regionie Kaługi, a tym samym zwiększy niezawodność regionalnego centrum energetycznego.

W zakresie wytwarzania ciepła, istniejące dwa kotły będą teraz pracować w trybie czuwania szczytowego, a większość obciążenia cieplnego w ciągu roku zostanie pokryta parą wytworzoną w kotle odzysknicowym (maksymalna wydajność - 40 t/h).

Uruchomienie turbiny gazowej pozwala na poprawę parametrów technicznych i ekonomicznych stacji, zwiększenie niezawodności zasilania odbiorców, a także zapewnienie konkurencyjności elektrociepłowni na rynku energii elektrycznej i mocy.

Po wprowadzeniu GTU koszt jednostki paliwo zmniejszy się:

¦ dla dostaw energii elektrycznej - od 632,3 do 265 g/kWh;

¦ na dostawę energii cieplnej - od 215,5 do 175 kg/Gcal.

W 2010 roku 18 pracowników Elektrociepłowni Kaluga przeszło szkolenie i przekwalifikowanie do pracy przy turbinie gazowej, w 2011 roku planowane jest przeszkolenie kolejnych 10 osób.

Podsumowując, należy zauważyć, że projekt przebudowy Elektrociepłowni Kaługa przewidywał nie tylko budowę GTU-30 MW, ale także dodatkowe obciążenie elektrowni pod względem mocy cieplnej poprzez przełączanie obciążeń cieplnych , w szczególności w rejonie ul. Cziczerin, Socjalistyczna i Telewizyjna (Kaługa) wraz z zamknięciem niskosprawnych kotłowni.

Do rejonu ul. Cziczerina, Socjalistyczna i Telewizyjna włączona ten moment magistrala grzewcza jest praktycznie „rozciągnięta”, której łączna długość wynosi 3 km w układzie dwururowym, o średnicy 300 mm, układanie bezkanałowe. W tym przypadku podjęliśmy decyzję o zastosowaniu rur w izolacji polimerowo-piankowej (PPM) z systemem zdalnego sterowania on-line.

Wraz z zakończeniem budowy sieci ciepłowniczej planowane jest zamknięcie czterech niskosprawnych kotłowni na terenie dzielnicy.

W 2007 roku w celu „przeniesienia” obciążenia cieplnego z trzech kotłowni (dwóch departamentalnych i jednej miejskiej) w dzielnicy Silikatny do elektrociepłowni Kaługa położono sieć ciepłowniczą o długości 3,5 km od stacji do dzielnicy w obliczenia dwururowe układanie na zewnątrz z rur w izolacji z pianki poliuretanowej (PPU) o średnicy 325 mm z powłoką antywandalową. elektrownia parowa turbina gazowa termiczna

To prawda, że ​​podczas eksploatacji tego rurociągu pojawił się problem licznych podpaleń izolacji termicznej przez mieszkańców. Dziś dzielnica Silikatny otrzymuje całą energię cieplną z elektrociepłowni Kaluga.