Пути снижения технико-экономических

Показателей для возможности

Конкуренци на оптовом рынке

Электро и теплоэнегии

Основными путями снижения технико-экономических показателей для возможности конкуренции на оптовом рынке электро и теплоэнергии является внедрения энергосберегающих мероприятий. Перечислим основные энергосберегающие мероприятия:

1. Уплотнение топки и газоходов котлов первой очереди, ожидаемая экономия 3 503 тыс. тонн условного топлива в год.

2. Внедрение автоматизированного метода распределения нагрузок. При капитальных вложениях в 300 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект равен 7904 тыс. руб. в год.

3. Реконструкция атмосферных деаэраторов с переводом их на вакуумную деаэрацию (на примере деаэрации воды в щелевых деаэраторах). Ожидаемая экономия 119,4 тыс. тонн пара, при капитальных вложениях в 267 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект равен 2561,1 тыс.руб. в год.

4. Применение комплексонной обработки подпитки тепловой сети на Сакмарской ТЭЦ. При капитальных вложениях в 411,2 тыс.руб. экономический эффект составит 2561 тыс.руб в год.

5. Применение комбинированной химической обработки циркуляционной воды. Ожидаемая экономия 9478 тыс.кВт.ч в год.

6. Организация работы котлов по режимным картам. При капитальных вложениях в 1750 тыс.руб. экономический эффект составит 1700 тыс.руб. в год.

7. Организация работы системы циркводоснабжения по режимным картам. При капитальных затратах в 900 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект составит 2880 тыс.руб.

8. Перевод турбины ПТ-60-130 на работу с ухудшенным вакуумом. Капитальные затраты составят 10000 тыс.руб., а ожидаемый экономический эффект 6287,3 тыс.руб. в год.

9. Оборудование градирни №3 Сакмарской ТЭЦ противообледенительным тамбуром с жалюзийными створками. Капитальные вложения составят 179,2 тыс.руб., а ожидаемый экономический эффект 112,6 тыс.руб.

10. Замена мазутоподогревателей приведет к экономии тепловой энергии в 19300 Гкал/год.

11. Применение ступенчатой конденсации пара в конденсаторах турбин ( на примере турбины Т-100-130) позволит сэкономить 3230 тыс.кВт.ч в год, при капитальных затратах в 6000 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект составит 1776 тыс.руб. в год.

12. Применение ГТУ и их совместная работа котлами СТЭЦ позволит дополнительно выработать электроэнергии в объеме 133 млн.кВт.ч в год.

13. Снижение потерь тепла в конденсаторах турбин за счет: а) снижения вентиляционного пропуска пара в ЧНД; б) установка выносного деаэрационного конденсатосборника; в) реконструкция встроенного пучка. Данные мероприятия позволят дополнительный отпуск тепла и увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении, а также повысят экономичность турбоустановок на 0,2 – 0,3 %.

Инновации

Проводимые на Сакмарской ТЭЦ работы по внедрению новых технологий можно условно «разбить» на несколько направлений. Прежде всего, это мероприятия, связанные с обеспечением надежности и безопасности энергопроизводства. Не менее важное направление – это автоматизация производства, позволяющая минимизировать влияние человеческого фактора на работу станции. Кроме того, большое внимание уделяется внедрению экономичных методов производства, позволяющих существенно снижать потребление электроэнергии на собственные нужды.

Одним из наиболее масштабных проектов последних лет стало внедрение на станции системы безопасного розжига газораспределительных систем котлов АМАКС. Как рассказал «ЭП» начальник ПТО Сакмарской ТЭЦ Петр Цыплаков, к настоящему времени АМАКС имеется на всех пяти станционных парогенераторах. Также около 2-х лет назад подобная система была установлена на водогрейном котле ст. №4. А в текущем году АМАКС появится и на водогрейном котле ст. №3.

Наряду с этим ведутся работы по внедрению автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). На турбине ст. №2 уже установлен полномасштабный вариант АСУ ТП. Кстати, это единственная станционная турбина, оснащенная подобной автоматикой. Помимо этого АСУ ТП установлена на водогрейном котле №4 (не в полном варианте). А в 2006 году подобные работы будут проводиться на водогрейном котле №3.

Одним из способов повышения надежности работы энергетического оборудования и уменьшения влияния на производственный процесс человеческого фактора является внедрение системы химико-технологического мониторинга. «СХТМ предназначена для оперативного комплексного автоматизированного контроля, анализа, диагностики и прогнозирования водно-химического режима обслуживаемого технологического объекта во всех режимах его работы, включая пуски и остановы - рассказал Петр Цыплаков. – Дело в том, что грубые нарушения водно-химических режимов могут повлечь за собой серьезную аварию, в результате которой в течение нескольких суток из строя будет выведено часть или все основное оборудование ТЭС, к примеру :занесена отложениями испарительная система паровых котлов или проточной части турбин. Весной 2003 года на Сакмарской ТЭЦ была введена в строй СХТМ ВХР (водно-химического режима) 2-й очереди ТЭЦ в полном объеме и в полном соответствии с «Общими техническими требованиями к системам химико-технологического мониторинга водно-химических режимов тепловых электростанций». В текущем году планами предусмотрено внедрение 1-го этапа СХТМ 1-й очереди ТЭЦ.Т За последние 2,5 года количество отложений на энергетических котлах и проточной части лопаточного аппарата турбин резко сократилось. Специалисты связывают этот факт именно с внедрением системы ХТМ.

Еще один значимый проект – произведенная в прошлом году установка частотно-регулируемого привода напряжением 6 кВ на сетевом насосе 2 подъема СН-5В. Это позволило станции заметно сократить расход электроэнергии на собственные нужды и тем самым снизить удельный расход топлива. Это весьма актуально для ТЭЦ, где порядка 10-12% вырабатываемой электроэнергии тратится на нужды станции (для сравнения, на ГРЭС этот показатель составляет около 3% от выработки). Экономический эффект от внедрения привода сетевого насоса равняется 4 млн. рублей в год (при стоимости этого оборудования 12 млн руб. и сроке его окупаемости около 3-х лет) Всего же в прошлом году на Сакмарской ТЭЦ было внедрено 6 инновационных проектов. Среди них: внедрение системы автоматического регулирования возбуждения АРВ-Р на турбогенераторе ст. №4 типа ТВФ-63-2; внедрение аппаратуры вибродиагностики типа «Вектор» с контролем низкочастотной вибрации подшипниковых опор (на турбине ст. №4 Т-55-130); установка и ввод в эксплуатацию двух пиковых бойлеров типа ПСВ-500-15-23 на бойлерной ст. №4; модернизация АИИС КУЭ, которую в 2006 году предполагается ввести в промышленную эксплуатацию.

А в планах на текущий год значатся: замена набивки РВП-54 на парогенераторе ст. №2; замена пакета змеевиков КПП на парогенераторе ст. №5; реконструкция газораспреедилтельной системы водогрейного котла ст. №3; модернизация градирни ст. №2; монтаж системы обнаружения нарушений периметра ограждения электростанции и др.