energy.wikisort.org - Электростанция

Кишинёвская ТЭЦ-2 (А. О. CET-2) — теплоэлектроцентраль, расположенная в г. Кишинёв, Республика Молдова.

Кишинёвская ТЭЦ-2
Страна	Молдавия
Местоположение	город Кишинёв
Ввод в эксплуатацию	1976
Основные характеристики
Электрическая мощность, МВт	240 МВт
Тепловая мощность	1200 Гкал/час
Характеристики оборудования
Основное топливо	Природный газ
Тип турбин	теплофикационные, с конденсацией, с двумя регулируемыми отборами
Количество и марка турбин	3 х ПТ-80/100-12,8/1,3 ЛМЗ
На карте
Кишинёвская ТЭЦ-2

История

Предположительно, эта страница или раздел нарушает авторские права.

• 1973 год — начало подготовительных работ по сооружению теплоэлектроцентрали[1];
• 1975 год — 17 февраля — ввод в эксплуатацию первого водогрейного котла[1];
• 1975 год — 30 декабря — ввод в эксплуатацию второго водогрейного котла[1];
• 1976 год — октябрь — ввод в эксплуатацию сооружения мазутного хозяйства[1];
• 1976 год — ноябрь — ввод в эксплуатацию химводоочистки[1];
• 1976 год — 31 декабря — пуск первого энергоблока[1];
• 1978 год — 24 сентября — ввод в эксплуатацию второго энергоблока[1];
• 1980 год — 30 декабря — ввод в эксплуатацию третьего энергоблока[1];
• 1981 год — 25 декабря — ввод в эксплуатацию третьего водогрейного котла[1];
• 1990 год — 25 ноября — ввод в эксплуатацию четвертого водогрейного котла[1];
• 1991 год — 28 декабря — ввод в эксплуатацию пятого водогрейного котла[1].

С 2000 годов предприятие функционирует в неоптимальном режиме, в основном, в режиме выработки тепловой энергии для отопления, так как из-за изношенности и устаревания оборудования, стоимость электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ-2, выше чем стоимость электроэнергии с Молдавской ГРЭС или электроэнергии, импортированной из Украины.

Помимо износа оборудования это связано с тем, что Кишинёвская ТЭЦ-2 является производственно-отопительной - помимо отопления и горячего водоснабжения она предназначалась и предназначается для пароснабжения прилегающей промзоны - турбины типа ПТ предназначены также для отпуска пара производственных параметров для промышленных предприятий; в условиях спада производства пар оказывается невостребованным, и теплофикационная паровая турбина, являющаяся технологически более сложной, чем чисто конденсационная, работает без нагрузки производственного отбора, пропуская пар в конденсатор. При этом КПД проточной части турбины заведомо ниже, чем у чисто конденсационных машин, установленных на той же Молдавской ГРЭС. Так, при работе без нагрузки (или при сниженной нагрузке) отборов турбин снижается и может стать отрицательной экономия топлива при выработке электроэнергии на ТЭЦ по сравнению с выработкой того же количества электроэнергии на ГРЭС (это то, о чём было сказано в начале), поскольку, кроме более высокого КПД проточной части конденсационных турбин, на чисто конденсационных станциях обычно выше начальные параметры пара, а также лучше условия охлаждения конденсаторов турбин (ГРЭС часто расположены вблизи мощных источников холодной воды)[2]. Иными словами, ТЭЦ, являясь технологически более сложной, но, при правильном проектировании и эксплуатации, термодинамически более совершенной, лишается своего главного преимущества при снижении нагрузки отборов.

Особенно это актуально в летнее время, когда нагрузка отопительных отборов турбин минимальна и определяется только нагрузкой горячего водоснабжения. При этом режим работы ТЭЦ с отпуском теплоты на отопление и вентиляцию (сезонные виды нагрузки) является как раз оптимальным режимом её работы, потому что именно в этом режиме наиболее полно реализуется экономия топлива на ТЭЦ по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии и теплоты (некоторую часть года поворотные диафрагмы турбин ПТ-80/100-12,8/1,3 полностью закрыты, и в конденсаторы пропускается только минимальный вентиляционный расход пара, который также может быть сконденсирован сетевой водой, пропускаемой по встроенному пучку, и передача теплоты окружающей среде как холодному источнику в термодинамическом цикле практически полностью отсутствует). Особенностью же промышленной тепловой нагрузки является её практически круглогодичный (базовый) характер, что положительно сказывается на показателях ТЭЦ, так как позволяет загрузить отборы турбин и в летнее время, в условиях отсутствия нагрузки отопления, составляющей для жилых районов городов бóльшую часть теплового потребления. Кроме этого, в последние годы изменяется соотношение между потреблением тепловой и электрической энергии жилыми районами городов: доля электрической энергии возрастает (за счёт роста уровня бытового комфорта и увеличения количества электроприборов), а тепловой - уменьшается (за счёт внедрения приборов учёта и энергосберегающих мероприятий у потребителей и в тепловых сетях), поэтому новые отопительные ТЭЦ часто выполняются парогазовыми, а некоторые существующие оборудуются газотурбинной надстройкой, что позволяет существенно повысить термический КПД цикла и комбинированную выработку электроэнергии на том же самом тепловом потреблении.

Были планы повышения эффективности и увеличения электрической генерации до 585 МВт с целью снижения зависимости от импорта электроэнергии, но эти планы так и остались нереализованными из-за нехватки финансирования.

Модернизация

Первый этап

с 2015-го года посредством Проекта по Улучшению эффективности СЦТ, иницировался комплексный процесс модернизации компании, и именно:

• Строительство дополнительной линии между ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 (труба с номинальным диаметром 700 мм и длинной около 350 метров);
• Строительство Насосной Станции №1, мощностью в 2.800 м³/ч;
• Восстановление основных Насосных Станции (№8, №12, №13) путём замены насосов и установки частотных преобразователей;
• Замена магистральных теплосетей (около 12 км) и замена других 13 км старых труб новыми предизолированными;
• Установка Индивидуальных Тепловых Пунктов (340 ИТП);
• Повторное подключение общественных зданий (44 учреждений) и установка приблизительно 114-ти ИТП.[3]

В 2018 году построена вторая распределительная теплосеть (контур), которая является резервной, предназначенной для непрерывных поставок теплоэнергии потребителям (система back-to-back). Теперь в случае повреждения, проведения регламентных или ремонтных работ, потребители будут обеспечиваться услугами централизованного теплоснабжения через альтернативную схему поставок. Горячая вода в домах отключаться не будет.[4]

Второй этап

Проект когенерации назван SACET-2. Он предусматривает установку новых генераторов на 50 мегаватт, строительство моторов внутреннего сгорания для ТЭЦ-2 и Восточной централи, которые будут работать в оптимальном режиме и с большей эффективностью, чем старое оборудование. [5]

В этот проект входят: строительство дополнительной линии между ТЭЦ-2 (которая теперь называется «Источник 1») и ТЭЦ-1(«Источник 2») - трубы с номинальным диаметром 700 мм и длинной около 350 метров; строительство новой насосной станции мощностью в 2800 м³/час; восстановление нескольких основных насосных станций путём замены насосов и установки частотных преобразователей; замена километров магистральных теплосетей и замена других старых труб новыми изолированными; установка 340 индивидуальных тепловых пунктов; повторное подключение общественных зданий к центральной теплосети (44 учреждения), и др.[6]

По завершении проекта модернизации первого энергетического блока тепловая мощность выросла в 1,6 раза - со 100 до 168 Гкал/час, а номинальная электрическая мощность - с 80 до 98 Мвт в оптимальном режиме работы.[7]

Техническая информация

Кишинёвская ТЭЦ-2 (ул. М.Маноле, 3) включает 3 энергоблока в составе:

• котёл ТГМ-96Б  (480 т пара/ч, 275 Гкал/ч);
• турбина ПТ-80/100-130/13;
• электрогенератор ТВФ-120-2УЗ (Pном=120 МВт). [8]

а также пиковую водогрейную котельную в составе:

• 3 водогрейных котла типа ПТВМ-100 (100 Гкал/ч);
• 2 котла водогрейных котла КВГМ-180 (180 Гкал/ч, законсервированы с 01.06.1999).

Энергетический паровой котёл типа ТГМ-96Б:

• номинальная паропроизводительность 480 т/ч (тепловая мощность – 275 Гкал/ч);
• давление перегретого пара 130 кгс/см²,
• температура перегретого пара 560 °С;
• тип горелок – газомазутные, в количестве 4 штук;
• потребление газа одним котлом – 36 800 м³/ч;

Энергетическая паровая турбина ПТ-80/100-12,8/1,3;

• номинальное давление пара Р₀= 130 кгс/см²;
• номинальная температура пара Т₀= 555 ⁰С;

Генераторы типа  – ТВФ-120-2У3, Sном = 125 МВА.

Водогрейный котёл ПТВМ-100:

• температура сетевой воды на входе в котёл t' = 70 ⁰С.
• расход сетевой воды через котёл Gс.в. = 2140 т/ч;
• тепловая мощность - 100 Гкал/ч;
• тип горелок ГМГ-6, 16 ед., 6 Гкал/ч каждая;
• потребление газа одним котлом – 12 800 м³/ч.

Для охлаждения циркуляционной воды, охлаждающей конденсаторы турбин, используются две многогранные башенные градирни[9].

Тепловая сеть г. Кишинёва имеет закольцовку, что позволяет Кишинёвским ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 работать параллельно на общую теплосеть.[10] Наряду с резервированием теплоснабжения это позволяет уменьшить суммарный котельный резерв на ТЭЦ и увеличить степень использования наиболее экономичного оборудования в системе за счёт оптимального распределения нагрузки между источниками теплоты.[2] Для передачи резервирующих потоков воды служит 8-я насосная станция кишинёвской теплосети.

Примечания

Ссылки

• сайт АО “Termoelectrica” Архивная копия от 16 января 2018 на Wayback Machine
• Кишиневская ТЭЦ-2 с высоты птичьего полета Архивная копия от 26 октября 2018 на Wayback Machine

Для улучшения этой статьи желательно: Проставить сноски, внести более точные указания на источники. Исправить статью согласно стилистическим правилам Википедии.

---