| Nizhneturinskaya GRES | |
|---|---|
| País | Rusia |
| Ubicación | Baja Tura |
| Fuente de toma de agua | Estanque Nizhneturinsky ( río Tura ) |
| Dueño | JSC " Volzhskaya TGK " |
| Puesta en marcha _ | 1950 |
| Características principales | |
| Potencia eléctrica, MW | 484 megavatios |
| Energía térmica | 522 Gcal/h |
| Características del equipo | |
| Combustible principal | combustible de reserva - fuel oil |
| Número de unidades de potencia | 2 |
| Número y marca de turbinas | 2 GT13E2 |
| Número y marca de generadores | 2 TF-63-2UHLZ |
| Edificios principales | |
| ru | 220, 110, 35 kV |
| otra información | |
| Sitio web | tplusgroup.ru/org/sverdl... |
| En el mapa | |
Nizhneturinskaya GRES [1] es una central eléctrica de importancia federal, una central eléctrica de distrito estatal en la ciudad de Nizhnyaya Tura , región de Sverdlovsk . Es parte de la sucursal de Sverdlovsk de PJSC "T Plus". [2]
Nizhneturinskaya GRES se convirtió en la primera gran central eléctrica con calderas de alta presión en los Urales y la segunda GRES en la región después de Sredneuralskaya GRES , cuyas primeras turbinas se lanzaron en 1936.
Según el plan original, se suponía que Nizhneturinskaya GRES operaría sobre la base del carbón de los depósitos Bogoslovsky y Volchansky ubicados al norte de Nizhnyaya Tura , y suministraría electricidad al sur, hasta el centro regional - Sverdlovsk . Se planeó que la construcción se implementara a mediados de la década de 1940. [3] , pero el verdadero trabajo en el sitio comenzó solo 3 años después del final de la guerra. Es posible que la construcción del Nizhneturinskaya GRES se deba en parte a la construcción de una planta para la separación electromagnética de isótopos de uranio (que se caracteriza por una alta intensidad energética) en el pueblo de Gorny [4] , dos kilómetros al noroeste de Nizhnyaya Tura .
El 20 de octubre de 1948 se inició la construcción del Nizhneturinskaya GRES [5] , y ya en diciembre de 1950 se pusieron en funcionamiento 2 turbinas con una capacidad total de 105 MW. [6] Una de estas turbinas, fabricada por la empresa suiza Brown, Boveri & Cie , operará hasta 2016. [7] En el otoño de ese año, una planta cercana de enriquecimiento de uranio entró en funcionamiento . El uso de turbinas de calefacción permitió que la central eléctrica proporcionara calor a la ciudad de Nizhnyaya Tura y al pueblo. Montaña [4] . Así, formalmente llamada GRES, la central eléctrica de Nizhneturinskaya operó en el modo CHP.
En 1954, Nizhneturinskaya GRES se conectó con Sverdlovsk (subestación Yuzhnaya) por una de las primeras líneas de transmisión en los Urales con un voltaje de 220 kV. [5] Alrededor de 1962, las líneas eléctricas con un voltaje de 220 kV llegaron desde Nizhneturinskaya GRES a Serov y Krasnoturinsk , lo que permitió producir energía para las plantas metalúrgicas del centro de energía Serovo-Bogoslovsky además de la capacidad de Serovskaya GRES. . [ocho]
A fines de 1955 se pusieron en funcionamiento todas las instalaciones generadoras previstas para su instalación. Las últimas en conectarse fueron 3 turbinas de vapor con una capacidad de 100 MW cada una. La capacidad total de GRES alcanzó los 563 MW, lo que superó la capacidad de Sredneuralskaya GRES en más de 2 veces y convirtió a Nizhneturinskaya GRES en el más grande de los Urales. [6] Sin embargo, ya a finales de los años 50 y 60. Serovskaya , Verkhnetagilskaya , Yuzhnouralskaya , Troitskaya GRES se construyeron en los Urales , que se ubicaron más cerca de las minas de carbón. En el mismo período, se construyó la segunda etapa del Sredneuralskaya GRES cerca de Sverdlovsk . [6]
En los años siguientes, el equipo de calderas de la central eléctrica del distrito estatal de Nizhneturinsk se cambió para quemar carbón Ekibastuz importado en lugar de carbón teológico local y Volchan. El carbón Ekibastuz se distingue por un alto contenido de cenizas crecientes, una alta abrasividad de las cenizas y un bajo rendimiento de compuestos volátiles. A pesar de las malas características del carbón, las empresas carboníferas de Ekibastuz suministraban una gran cantidad de carbón barato, del que no podían presumir los menguantes yacimientos de los Urales. En particular, en 1965-1979. en Ekibastuz , se construyó el tajo abierto Bogatyr con una capacidad de diseño de 50 millones de toneladas de carbón por año (en 1985, se alcanzó la máxima productividad anual: 56,8 millones de toneladas de carbón), que en ese momento era el más productivo en el mundo. En 1979-1985, se construyó el tajo abierto Vostochny en Ekibastuz con una capacidad de 30 millones de toneladas por año.
En los 1970s el primer gas de Siberia occidental llegó al norte de la región de Sverdlovsk. [9] Como resultado, algunas de las calderas de GRES se cambiaron para quemar gas natural (a principios de la década de 2010, proporcionaba más de la mitad de las necesidades de combustible de la planta de energía). [diez]
En 1989, se suministró electricidad de Nizhneturinskaya GRES a Kachkanar [11] y Gornozavodsk [12] , que en ese momento ya estaba conectado a la subestación Kalino de 500 kV.
Durante la reforma de RAO "UES of Russia" en el año, la estación se separó de la estructura de OAO "Sverdlovenergo" y se transfirió a OAO "TGC-9" en 2005 [13]
A principios de la década de 2010 se desmanteló una parte importante del equipo GRES, que duró más de medio siglo. La capacidad del GRES se redujo a 268 MW para electricidad y 430 Gcal/h para calor. [10] [14]
Incluso durante la existencia de RAO "UES de Rusia", en 2007, se planeó expandir Nizhneturinskaya GRES: los planes preveían la instalación de una nueva turbina con una capacidad de 115 MW y la puesta en marcha de 1-2 unidades de carbón pulverizado. con una capacidad total de 600-660 MW. [quince]
Sin embargo, el aumento de los precios del carbón y la posibilidad de utilizar tecnología eficiente de ciclo combinado obligó a TGC-9 a reconsiderar sus planes. Un nuevo proyecto para la reconstrucción de la central eléctrica del distrito estatal, denominado "Aquamarine" [16] , preveía la construcción de dos unidades de vapor-gas con una capacidad de 230 MW cada una y 2 calderas de agua caliente con una capacidad de 261 Gcal / H. Cada unidad de potencia incluye una turbina de gas GT13E2 con un generador (Alstom, Suiza), una turbina de vapor KT-63-7.7 (CJSC Ural Turbine Plant), una caldera de calor residual PK-87 (OJSC ZIO Podolsky Machine Building Plant), turbogenerador TF-63-2UHLZ (NPO Elsib). [17]
Los trabajos de construcción fueron iniciados por TEK Mosenergo en noviembre de 2012 [18] . De acuerdo con el acuerdo de suministro de energía, deberían estar conectados a la red a principios de 2016 [19] . El lanzamiento ceremonial de la estación completamente reconstruida en funcionamiento se realizó el 15 de diciembre de 2015 en presencia del gobernador de la región de Sverdlovsk, Evgeny Kuyvashev [20] [21] . La puesta en marcha de nuevos grupos electrógenos de última generación en la central del distrito estatal permitió desmantelar por completo capacidades obsoletas que habían estado en funcionamiento durante 65 años [22] .
Para 2020, se prevé poner en servicio 2.400 MW de nuevas capacidades de generación en la región, lo que liberará casi 730 MW de equipos obsoletos y obsoletos [23] .
Por el aspecto característico de la sala de máquinas con tres caños de la misma altura, recibió el sobrenombre popular de "Aurora". [24]
Formalmente, la rama Nizhneturinskaya GRES incluye una pequeña central hidroeléctrica en la ciudad de Verkhoturye [10]
| Grupo de potencia T Plus | |
|---|---|
| Región de Vladímir | Vladímirskaya CHPP-2 |
| región de ivanovo |
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| Región de Kírov | |
| República de Komi | |
| Mari El República | Yoshkar-Ola CHPP-2 |
| La República de Mordovia | Saranskaya CHPP-2 |
| Región de Nizhni Nóvgorod |
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| Región de Oremburgo |
|
| Región de Penza | |
| región de permanente | |
| Región de Samara | |
| Región de Saratov | |
| Región de Sverdlovsk | |
| República de Udmurtia | |
| Región de Ulyanovsk | |
| República de Chuvash | |