Иркутская ТЭЦ-10. Тэц список тэц россии

ТЭЦ в Новосибирске попали в список наиболее "грязных" предприятий России

ТЭЦ-5 в Новосибирске. Фото Михаила Перикова

Федеральное министерство природных ресурсов и экологии составило перечень из 300 объектов первой категории, на которые приходится не менее 60% суммарных выбросов и сбросов загрязняющих веществ в России. В перечне — несколько десятков предприятий, расположенных в Сибири.

ТЭЦ-2, 3 и 5 новосибирского филиала СГК попали в список 300 предприятий страны, наиболее загрязняющих окружающую среду. Кроме объектов новосибирской теплоэнергетики, в перечне оказалось АО «Искитимцемент». Большое число наиболее «грязных» предприятий расположены на территории Красноярского края и Кузбасса. Так, минприроды РФ внесло в этот список красноярские ТЭЦ-1 ТЭЦ-2, производственную территорию в Ачинске, Норильске. В Кузбассе речь идет о шахтах «Полысаевская», «Осинниковская», «Котинская», «7 Ноября» и многих других, промплощадке Беловской ГРЭС, АО «РУСАЛ Новокузнецк», АО «ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат» в Новокузнецке. Из омских предприятий в списке оказались «Омский каучук», АО «Территориальная генерирующая компания №11 «Структурное подразделение «ТЭЦ-4», производственная территория СП ТЭЦ-5 и выпуск №2 ОСК Омска. В Алтайском крае самым «грязным» объектом названо предприятие по производству кокса, находящееся в Заринске, ОАО «Алтай-Кокс». Объемы выбросов этих предприятий не указываются в документе.

В сообщении минприроды РФ говорится, что каждое предприятие из списка обязано с 1 января 2019 года по 31 декабря 2022 года обратиться в Росприроднадзор за получением комплексного экологического разрешения и на его основе начать модернизацию производства.

«Большинство предприятий, включенных в перечень, являются крупными, социально-ответственными компаниями. И наша задача сегодня – вести с ними конструктивный диалог. Фактически это создаст условия для технологического перевооружения российской промышленности и бизнеса, повышения ее конкурентоспособности и, одновременно, существенного снижения негативного воздействия на окружающую среду», — сказал министр природных ресурсов и экологии России Дмитрий Кобылкин.

До 2025 года экологические разрешения должны получить все крупные предприятия. В документах будут обозначены технологические нормативы выбросов и сбросов, а также будет включена программа производственного контроля. В случае если предприятие превышает установленную норму выбросов и сбросов, то к нему будет применяться повышенный коэффициент платы за негативное воздействие. Максимальный коэффициент будет применяться с 1 января 2020 года и будет равен 100.

Нашли ошибку в тексте? Выделите ее и нажмите Ctrl + Enter

Редакция «КС» открыта для ваших новостей. Присылайте свои сообщения в любое время на почту [email protected] или через наши группы в Facebook и ВКонтакте Подписывайтесь на канал «Континент Сибирь» в Telegram, чтобы первыми узнавать о ключевых событиях в деловых и властных кругах региона.

Нашли ошибку в тексте? Выделите ее и нажмите Ctrl + Enter

ksonline.ru

Развитие ТЭЦ в современных российских условиях

Развитие ТЭЦ в современных российских условиях

Б.П. Варнавский, член редколлегии «НТ», директор по производству энергии и капитальному строительству, ОАО «ЕвроСибЭнерго», г. Москва

О значимости ТЭЦ в Советском Союзе

В системе развития энергетической системы Советского Союза теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) играли ключевую роль. Все прекрасно понимали, что интенсивное развитие индустрии нуждалось в огромном количестве электроэнергии и, что особенно важно, в промышленной тепловой энергии. Исходя из этого, именно ТЭЦ получили принципиальное развитие, как ключевая форма энергоснабжения крупных промышленных предприятий и городов, в которых (или рядом с которыми) располагались эти индустриальные объекты.

Например, Омский нефтеперерабатывающий завод, входящий в рейтинг 100 лучших мировых НПЗ, является единственным предприятием из этого списка, которое не имеет своей блок-станции, а получает тепло- и электроэнергию от внешних ТЭЦ.

В зарубежных странах пошли по другому принципу развития схемы энергоснабжения - каждое крупное промышленное предприятие (с большими объемами потребления тепловой энергии, с высоким выходом вторичных ресурсов и необходимостью их утилизации) должно иметь свою блок-станцию, которая позволит обеспечить его потребности в электро- и тепло- энергии. В этом случае появляется возможность оптимизировать схему энергоснабжения любого такого предприятия, избегая посредников.

Говоря об отечественных ТЭЦ, количество которых стремительно увеличивалось вплоть до 1990 г., надо отметить, что в советские годы сформировался тип теплоэлектростанции, представляющей из себя (в зависимости от типа нагрузок) сбалансированный набор турбин типа ПТ, Т и Р. Появился проект, получивший название «Типовой проект ТЭЦ-300», который позже был модернизирован в «Типовой проект ТЭЦ-350», что значительно упростило проектирование теплоэлектростанций. Известно, что, имея типовые решения, гораздо проще заниматься разработкой проекта, при этом не требуется привлечения высококвалифицированных специалистов на данном этапе. Наличие такого типового проекта способствовало появлению унифицированных строительных конструкций, отдельных элементов, узлов, схемных решений (включая тепловую схему, за исключением вида топлива) и т.д. И сегодня мы работаем на этом унифицированном оборудовании практически по всей стране.

Работа ТЭЦ в постсоветский период

Сегодня можно спорить о правильности выбранного направления развития энергосистемы в

Советском Союзе, но, безусловно, сделанный много лет назад выбор серьезно сказался на экономических показателях работы ТЭЦ в постсоветское время, когда промышленная нагрузка многих из них в силу различных причин значительно снизилась, а в отдельных случаях упала до нуля. Поскольку сейчас все промышленные предприятия работают в рыночных условиях, у них колебания плана выпуска продукции достаточно большие, при этом суточная тепловая нагрузка предприятия может меняться в два и более раза (например, падать от 800 до 400 т/ч). Как показала практика работы ТЭЦ в постсоветский период, основными бедами ТЭЦ стали их недозагрузка и негибкость реагирования на изменение тепловых нагрузок. Таким образом, ТЭЦ и схемы энергоснабжения от них, созданные в советское время, оказались не готовы к работе в рыночных условиях.

Как следствие, возникли проблемы и с тепловыми нагрузками на нужды теплоснабжения других (не промышленных) городских объектов, которые также снижались вследствие отключения от ТЭЦ отдельных потребителей. Достаточно вспомнить тот бум, имевший место в 1990-2000 гг, когда в различных регионах страны началась децентрализация систем теплоснабжения за счет порой бездумного и не подкрепленного технико-экономическим обоснованием строительства пристроенных и крышных котельных, а также оснащение многоэтажных жилых домов квартирными котлами. Причем считалось, что все эти новые технические решения намного экономичнее и выгоднее по сравнению с системами централизованного теплоснабжения (ЦТ) от крупных котельных и ТЭЦ, но их эксплуатация (за исключением отдельных случаев) показала обратное. И сегодня, по-прежнему, главным элементом систем ЦТ считаются ТЭЦ.

Рассматривая систему ЦТ от ТЭЦ, нельзя забывать и о разумных радиусах теплоснабжения. Наверное, радиусы теплосети в 20-30 км сегодня нельзя считать допустимыми величинами не только с точки зрения эффективности, но и с точки зрения надежности системы. Нельзя забывать о вопросе надежности системы в целом и при наличии в городе крупной ТЭЦ, на которой «висит» 500 тыс. жителей, являющейся единственным источником для той или иной территории. При этом повышение надежности за счет резервирования на ТЭЦ стоит очень дорого. В первую очередь, как минимум, ее надо уберечь от разного рода аварийных ситуаций, чтобы иметь возможность покрывать собственные нужды и обеспечивать потребителям тепловую нагрузку. Что касается электрической нагрузки, то ее «потерять» можно (конечно, нежелательно), т.к. ее резервирование может обеспечить общая энергосистема. А вот как «не потерять» тепловую нагрузку станции и магистральную теплосеть? Надо ли резервировать магистральные теплосети от ТЭЦ (например, диаметром Ду 1200 мм) с соответствующими колоссальными финансовыми вложениями? Эти вопросы до сих пор никак не решены.

Есть еще одна очень важная деталь, на которую необходимо обратить внимание, - это функционирование системы теплоснабжения в советское время. Так, на обеспечение тепловой энергией потребителей Советский Союз тратил 50% добываемых топливных природных ресурсов; на электроэнергию - 25%. Тем не менее, нормативно-техническое стандартизированное обустройство производства электроэнергии было на два порядка выше, чем производства тепловой энергии. В сфере теплоснабжения было слишком мало нормативных актов, позволяющих создать надежные источники энергии и тепловые сети, в отличие от электроэнергетики. Если идти по критерию надежности «п-1» (количественное резервирование), принятому в электроэнергетике, то его трудно переложить на теплоэнергетику, поскольку он резко поднимает капитальные затраты. Реальных революционных путей повышения надежности систем ЦТ с крупными источниками энергии нет.

На наш взгляд, повышение надежности любой системы ЦТ, основой которой является ТЭЦ, заключается не в реализации мероприятий на базе критерия «п-1», а в повышении уровня надежности отдельных элементов системы (вспомогательного, общестанционного оборудования и оборудования тепловых сетей) до требований к основному оборудованию станции, и соответствующего отношения к нему (т.е. в этом случае будет считаться, что выход из строя элементов системы сравним с выходом из строя основного оборудования). Например, количественное резервирование магистральных тепловых сетей, когда существующий магистральный отвод тепловых сетей низкого качества дополняют третьим трубопроводом аналогичного качества, вряд ли приведет к фактическому повышению надежности системы при ее существенном удорожании. А вот если будет качественное резервирование тех же трубопроводов теплосетей, которое позволит практически забыть о них на заявленный ресурс в 25 лет и более, то это совершенно другой способ повышения надежности, который в итоге оказывается дешевле количественного резервирования.

Аналогичная ситуация и с насосным оборудованием. Может быть это революционная мысль, но если в системе будет работать сетевой насос с высоким рабочим ресурсом (например, 15 лет), который достигается за счет использования других материалов, технических решений (это задача фирмы-производителя), имеющий такую же надежность, как сам источник теплоснабжения, то их количество на ТЭЦ может быть сокращено до одной штуки. Если такой подход к уровню требований к вспомогательному и другому оборудованию по надежности возобладает, то по этим требованиям фирмы-производители будут делать соответствующее оборудование. При этом уменьшается количество всевозможной арматуры, упрощаются схемы, что позволит их сделать более надежными и понятными, несмотря на увеличение капитальных затрат. Эти схемы легче поддаются автоматизации, на них легче построить АСУ ТП, т.к. алгоритмы проще. Если данный подход использовать в развитии технического прогресса, то такого рода централизованные системы будут иметь право на дальнейшую жизнь.

Следующий серьезный вопрос заключается в том, что делать с ТЭЦ, выработавшими свой ресурс? Сегодня имеются проекты замещения большей части из них. Что касается электрической нагрузки, то здесь вопросов не возникает. А вот что делать с тепловой нагрузкой, не ясно. В среднем нормативный срок службы основного оборудования станции составляет 250 тыс. ч, причем в России большая часть оборудования ТЭЦ давно выработала этот установленный нормативный срок службы. Например, вторая очередь Автозаводской ТЭЦ (г. Нижний Новгород) отработала 400 тыс. ч, а на ней «сидит» нагрузка ГВС 500 тыс. жителей Нижнего Новгорода. Наконец-то принято решение о замещении оборудования второй очереди этой станции. Вопрос: как проводить замещение мощностей на действующих ТЭЦ? Очевидно, что это должна быть та же площадка или близкая к ней. Конечно, лучшим вариантом является полная ликвидация старой станции и строительство новой современной, но так не получается. Например, мы рассмотрели массу вариантов по Иркутску: как вести замещение старых ТЭЦ. Понятно, что надо надстроить соответствующую мощность, а потом вывести изношенные мощности, все логично, но где взять свободные площади. Как правило, почти все ТЭЦ промышленно-отопительные, они со всех сторон зажаты всевозможными комбинатами и заводами, т.е. ТЭЦ находятся в условиях абсолютной стесненности. Строительство ТЭЦ на новой площадке с переносом тепловых сетей является очень дорогим удовольствием. Таким образом, актуальность вопроса о замещении устаревших ТЭЦ возрастает с каждым днем, а наработанных принципов замещения нет, их надо создавать. Кто-то должен проявить инициативу в решении данного вопроса.

Это задача каждой энергетической компании в отдельности или это задача государства, которое должно следить за выполнением энергетической стратегии? А ведь процесс замещения - это стратегический вопрос, а не тактический. Но сегодня от государства мы вряд ли дождемся какой-либо помощи в решении этой проблемы. Раз уж мы получили в наследство от Советского Союза именно такую систему, сегодня мы должны знать, что с ней делать дальше.

Положение ТЭЦ в условиях рыночной экономики

Все ТЭЦ, как правило, являются участниками оптового рынка электроэнергии. На этом рынке интересы теплофикации, как бы мы их не декларировали, не учитываются. Хотя, в принципе, приоритет формально отдан: при работе ТЭЦ на рынке или для покрытия нагрузки диспетчерского графика есть очевидное принятое решение о том, что она должна работать в условиях 100%-й отдачи электроэнергии, вырабатываемой в комбинированном цикле; не допускается работа ТЭЦ в конденсационном режиме и т.д. Но в реальной жизни соблюдать эти приоритеты для ТЭЦ получается плохо, отсюда не всегда удается выдержать те экономические показатели, которые защищаются в тарифах и т.д. Поэтому в этом вопросе должны устанавливаться более жесткие рамки, и в этой позиции я поддерживаю А.Б. Богданова в том, что следует отдавать приоритеты по стоимости электроэнергии, вырабатываемой в комбинированном цикле, которая отпускается ТЭЦ городским жителям, о чем он писал в ряде публикаций на страницах журнала НТ (см. цикл статей

А.Б. Богданова «Котельнизация России - беда национального масштаба» в журнале НТ, опубликованных в период 2006-2007 гг - Прим. ред.). Таким образом, экономические механизмы работы ТЭЦ недоработаны, в результате их текущее положение по всей стране весьма неустойчиво.

Нами проведен анализ по приросту тепловой нагрузки на ТЭЦ в различных городах России, получилось, что эти показатели в основном стоят на месте, т.к. новое присоединение к ТЭЦ выглядит дороже, чем строительство собственной котельной. Пока мы не изменим положение вещей в этом вопросе, мы будем топтаться на месте. Приведем пример по Усть-Илимской ТЭЦ, которая в свое время строилась для энергообеспечения целлюлозно-бумажного комбината, находящегося в непосредственной близости к этой энергостанции. За последние годы комбинат изменил номенклатуру и снизил объемы выпуска продукции, что, естественно, сказалось на величине тепловой нагрузки и на работе ТЭЦ и вытекающих отсюда проблемах, которые рассматривались выше. Целлюлозно-бумажный комбинат начал заниматься вопросами энергосбережения, в первую очередь стали утилизироваться отходы предприятия (кора, опилки и др.), накопленные годами, сжигание которых позволяет полностью покрывать собственные нужды комбината в тепловой энергии. Таким образом, сегодня это предприятие уже не нуждается в прежних объемах тепловой нагрузки. Руководство Усть-Илимской ТЭЦ, понимая, как данная ситуация может сказаться на экономических показателях энергостанции, всячески шло навстречу целлюлозно-бумажному комбинату, но вести торги по стоимости отпускаемой гига- каллории тепловой энергии можно только до определенной величины - до ее себестоимости, ниже которой энергоснабжающая компания опуститься никак не может. Таким образом, даже наше предложение в поставке тепловой энергии от ТЭЦ по себестоимости проигрывало стоимости тепловой энергии, вырабатываемой комбинатом из своих вторичных ресурсов. В результате ТЭЦ потеряла большую часть промышленных отборов и, соответственно, на станции серьезно упали технико-экономические показатели. Мы привели только один пример, но он не единственный, эта пагубная для существующих ТЭЦ тенденция продолжается. При такой нежелательной тенденции мы должны понимать, как можно сегодня модернизировать существующий парк машин, чтобы использовать турбины типа Р, которые оказываются по сути не нужными при потере паровой нагрузки. Здесь могут быть реализованы различные схемы, которые бы позволили нам использовать машины типа Р на нужды теплоснабжения не промышленных потребителей. Все хорошо, кроме одного, - нужно расширять рынок ЦТ от ТЭЦ.

Например, в Иркутске расширение этого рынка происходит за счет покупки коммунальных котельных и тепловых сетей, на что тратятся огромные средства. Затем, как правило, котельные закрываются, самые крупные из них переводятся в пиковый режим. Принятые на баланс генерирующей компании тепловые сети в обязательном порядке модернизируются - их состояние доводят до приемлемого уровня, для чего в них приходится вкладывать в 3-4 раза больше денежных средств, чем в существующие (магистральные) тепловые сети генерирующей компании. В этом случае появляется возможность дополнительной загрузки ТЭЦ только после «переброса» тепловой нагрузки котельных на нее. Загрузка ТЭЦ таким способом позволяет частично возмещать затраты, возникшие ранее при потере промышленной нагрузки. Но подобные и другие программы (по энергосбережению, повышению надежности) нуждаются в государственном стимулировании, хотя бы аналогично тому, которое имеется в электроэнергетике, т.к. для частных компаний, пришедших сегодня в «большую» энергетику, такие программы требуют колоссальных денежных вливаний. При этом не всегда местные органы власти идут на такие решения, как в Иркутске.

В качестве другого решения приведем пример Санкт-Петербурга, где работает достаточно много эффективных котельных, находящихся на балансе ГУП «ТЭК СПб». Такие котельные оказываются вполне конкурентоспособными с ТЭЦ не по сути, а по общим экономическим показателям.

Мы привели несколько примеров, из которых видно, что в каждом отдельном случае необходимо искать механизмы, позволяющие в дальнейшем развивать комбинированную выработку тепло- и электроэнергии с учетом внедрения новых циклов, например парогазового цикла.

При внедрении ПГУ в России в первую очередь возник вопрос ее экономичной загрузки. Как только на ПГУ «вешаешь» теплофикационную нагрузку, летом все равно приходится работать в неэффективных режимах в связи со снижением тепловой нагрузки, т.к. присутствует только нагрузка на ГВС. Например, при реконструкции Автозаводской ТЭЦ по замещению второй очереди станции, мы в первую очередь уровняли параметры по острому пару, по отборному пару, по теплофикационным отборам для того, чтобы новый замещающий блок мог бы работать параллельно с другими очередями. Это резко сужает выбор газовых турбин, поскольку турбины должны на выхлопе обеспечивать такие параметры, чтобы на котле-утилизаторе ПГУ получать пар с параметрами 140 атм, 540 ОС. Но зато в будущем данное решение позволит загрузить этот новый блок на базе ПГУ на полную мощность, а демпфером станет менее экономичное оборудование (несмотря на то, что оно имеет высокие параметры по пару). Таким образом при модернизации и реконструкции ТЭЦ, особенно при внедрении ПГУ, необходимо использовать соответствующие прогрессивные схемы, которые зависят от ряда факторов. Основным критерием, конечно, является существующая и перспективная нагрузка ТЭЦ.

Перспективы развития ТЭЦ

Россия останется страной, в которой себестоимость производимой продукции, при всех прочих равных условиях, будет всегда выше из- за разницы среднегодовых температур отопления по сравнению с зарубежными аналогами. Соответственно объем топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), требуемый на выпуск любой единицы продукции в России, всегда будет объективно выше по сравнению с аналогичной продукцией, выпускаемой за рубежом. Мы обречены вечно быть неконкурентоспособными в силу объективных причин или нет? Выход только один: России на полкорпуса надо быть впереди других стран в части использования и генерации различных видов энергии. Для России облегчает ситуацию только то, что ТЭР в нашей стране свои, а не импортируемые, как во многих зарубежных странах, соответственно они нам достаются дешевле. Необходимо постоянно снижать величину топливной составляющей при производстве любого вида продукции, включая тепло- и электроэнергию. Для этого нужна не разрозненная работа всех российских генерирующих компаний, а координация всех наших усилий в части проведения соответствующих НИР, НИОКР, направленных на совершенствование существующих систем энергоснабжения и др.

Здесь необходимо также отметить еще один момент, который косвенно касается затронутого выше вопроса. Сегодня любой проект строительства какого-либо объекта проходит государственную экспертизу на соответствие предъявляемым критериям (например, по прочности конструкции и др.). В связи с этим, пока проект не пройдет эту экспертизу, разрешение на строительство получено не будет. Все хорошо, но существующая экспертиза не включает в себя критерии по энергетической составляющей. По нашему мнению, на уровне государственной экспертизы проекта параметры энергоэффективности объекта (в первую очередь, крупного) должны быть приравнены к его параметрам надежности (прочности, безопасности конструкции и т.д.). Да, это административный ресурс, но он необходим в существующих российских условиях. Таким образом, на стадии проекта должно быть принято решение о целесообразности строительства того или иного объекта с учетом обозначенных выше параметров (критериев).

Когда мы ведем разговор о проектировании глобальных объектов, то необходимо учитывать мировой опыт, и на крупных предприятиях, которые расположены в черте города, надо поступать таким образом, чтобы «большая» энергетика не оказывалась в положении Усть-Илимской ТЭЦ. Замещение на градообразующих ТЭЦ в сегодняшних условиях должно базироваться на гарантированной нагрузке теплоснабжения населения, а не на промышленной нагрузке, которая должна быть заботой самих промышленных предприятий!

В заключение надо отметить, что «большая» энергетика не должна забывать и о новых технологиях, например, такой технологии как тепловые насосы. Например, в г Байкальск (Иркутской обл.) перед нами возникла дилемма при внедрении теплового насоса при наличии дешевой электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС. В итоге нами было принято решение о монтаже теплового насоса с тем, чтобы изучить особенности его работы, которые целесообразно учитывать при дальнейшем внедрении данной технологии. Может быть, в чем- то эта позиция ущербна, но сегодня все сводить к голой прибыли, особенно в энергетике, нельзя, должны существовать и так называемые альтруистические (не приносящие прибыли) программы.

www.combienergy.ru

ТЭЦ-22

Россия Россия Местоположение Ввод в эксплуатацию Основные характеристики Электрическая мощность, МВт Тепловая мощность Характеристики оборудования Основное топливо Количество и марка турбин На карте

Дзержинская ТЭЦ ТЭЦ-22 Мосэнерго — предприятие энергетики, расположенное в городе Дзержинский Московской области, в 200 м от кольцевой дороги Москвы

Является одной из крупнейших теплоэлектроцентралей в мире, входит в состав генерирующей компании «Мосэнерго»

Содержание

• 1 Общие сведения
• 2 История
• 3 Развитие
• 4 Ссылки

Общие сведенияправить

Виды используемого топлива — газ, уголь Электростанция обеспечивает электрической и тепловой энергией юго-восточные районы Москвы, г Дзержинский и большую часть населённых пунктов Люберецкого района Московской области, снабжает паром Московский нефтеперерабатывающий завод, тепличные хозяйства и предприятия Люберецкого района, среди потребителей и такие предприятия, как ОКБ Камов, МВЗ Миля, НПП Звезда

Основные производственные показатели ТЭЦ-22 на 01012009 г

• Установленная электрическая мощность — 1310 МВт
• Выработка электроэнергии — 8726,7 млн кВт·ч за 2008 год
• Установленная тепловая мощность — 3606 Гкал/ч
• Отпуск тепла — 8818,1 тыс Гкал за 2008 год

В составе сооружений станции ОРУ 220 кВ, шесть дымовых труб высотой 120 метров

Историяправить

Строительство ТЭЦ-22 началось в 1956 году и осуществлялось в три очереди Первая турбина была ведена в эксплуатацию в декабре 1960 года На первой очереди было установлено шесть турбин ПТ-60 и ПТ-65 общей мощностью 380 МВт, а также шесть энергетических котлов Вторая очередь электростанции была введена в эксплуатацию в 1967 г и состояла из двух турбоагрегатов Т-100-130 мощностью по 100 МВт, двух котлоагрегатов и двух пиковых водогрейных котлов Третья очередь включала три теплофикационных энергоблока сверхкритических параметров общей мощностью 750 МВт с прямоточными котлами, а также шесть пиковых водогрейных котлов

В конце 80-х годов на ТЭЦ-22 начались работы по реконструкции и техническому перевооружению станции Цель — повышение экономичности и надёжности работы оборудования, а также снижение вредного воздействия на окружающую среду

Развитиеправить

• С 1984 по 1990 год в связи с окончанием срока службы шести турбогенераторов ПТ-60-130 первой очереди была произведена их замена на новые турбогенераторы ПТ-65/75, что позволило увеличить установленную мощность станции
• В 2000 году введена в эксплуатацию модернизированная турбина № 7, в результате чего увеличилась установленная мощность выработки электрической и тепловой энергии на 10 МВт и 10 Гкал соответственно
• В декабре 2003 года в ходе реконструкции на станции устаревшие турбина и генератор № 8 были заменены на современное высокотехнологичное оборудование В частности, на станции был смонтирован уникальный, не имеющий мировых аналогов асинхронизированный генератор, позволяющий регулировать реактивную мощность в электрических сетях Расход удельного топлива на выработку электроэнергии снизился на 5 %
• В 2006 году закончен первый этап реконструкции угольного склада
• В 2008 году проведена реконструкция турбогенератора ст № 1 с заменой генератора, рабочего трансформатора, трансформатора собственных нужд, высоковольтных выключателей, что увеличило установленную мощность станции на 10 МВт

В рамках экологической программы ОАО «Мосэнерго» с 1995 по 1997 годы произведена замена электрофильтров блочной части ТЭЦ на электрофильтры производства фирмы «АВВ» и силовых масляных трансформаторов ESE Установка новых электрофильтров позволила снизить выбросы золы на этих установках в 20 раз С 1992 по 1998 годы на котлах ТЭЦ-22 были смонтированы и включены в работу системы рециркуляции дымовых газов в топочную камеру, что привело к снижению выбросов оксидов азота при работе котлов на природном газе с 400—500 мг/м³ до 140—180 мг/м³

Ссылкиправить

Дзержинский

декабрь 1960

1320 МВт

3606 Гкал/час

природный газ, уголь

2×Т-110-130,ПТ-70-130,ПТ-60-130,4×ПТ-65/75,3×Т-250-240

Мосэнерго ТГК-3 Электростанции ГЭС-1  ГРЭС-3  ТЭЦ-6  ТЭЦ-7  ТЭЦ-8  ТЭЦ-9  ТЭЦ-11  ТЭЦ-12  ТЭЦ-16  ТЭЦ-17  ТЭЦ-20  ТЭЦ-21  ТЭЦ-22  ТЭЦ-23  ТЭЦ-25  ТЭЦ-26  ТЭЦ-27  ТЭЦ-28

ТЭЦ-22 Информация о

ТЭЦ-22 Комментарии

ТЭЦ-22ТЭЦ-22 ТЭЦ-22 Просмотр темы.

ТЭЦ-22 что, ТЭЦ-22 кто, ТЭЦ-22 объяснение

There are excerpts from wikipedia on this article and video