1 Характеристика обладнання енергоблока

1.1 Турбоустановка

Турбіна типу К-200-130-3 Ленінградського металевого заводу номінальною потужністю 210 тис. кВт, розрахована на роботу з параметрами свіжої пари 130 кгс/см2 і 540 ^oС і температурою проміжного перегріву 540 ^oС. Турбіна являє собою одновальний 3-х циліндровий агрегат. Циліндр високого тиску має 12 ступенів тиску. Свіжий пар надходить в ЦВТ через два автоматичних стопорних клапана, а потім через чотири регулюючих клапана. Після 12 щаблі пара надходить на вихлоп ЦВТ і прямує в проміжний перегреватель. У ЦСТ пар промперегріву з температурою 540 ^oС надходить через два захисних клапана і чотири регулюючих клапана.

ЦСТ має 11 ступенів тиску. Після 23 ступені пар, пройшовши ЦСТ, надходить через рессіверние труби в двухпоточний циліндр низького тиску. У кожному потоці ЦНТ є 4 ступені. Відпрацьований пар надходить через вихлопні патрубки в два конденсатора.

Для підігріву та деаерації живильної води і конденсату в турбіні передбачено 7 нерегульованих відборів пари.

Відбори пари на регенерацію здійснюються після 9, 12, 18, 21, 23 і 25/29 ступенів турбіни.

Система регенерації складається з семи основних підігрівачів, з яких три високого тиску типу ПВ-500-230, три низького тиску типу ПН-400 (ПНТ - 2,3 і 4) і горизонтальний вбудований підігрівач поверхнею 280 м2 - ПНТ -1. Для деаерації основного конденсату установка забезпечена двома деаераторами ДСП-320, конденсат в які надходить після ПНТ-4, а гріючийпар з 3-го відбору турбіни. Є можливість подачі пари з холодного промперегріву (другого відбору) і резервного джерела.

У розтин за основним конденсату між ПНТ1 і ПНТ2 підключений охолоджувач пара ущільнень типу ПН-100. Охолоджувачі основних ежекторів і сальникового підігрівача ПС-50 включені до ПНТ1.

Крім чисто регенеративного підігріву живильної води в подогревателях низького тиску № 2, 3 і -4 провадиться нагрів конденсату, що надходить на калорифери воздухоподогревателей.

Для підігріву мережної води встановлені основний і піковий бойлери. На основній бойлер подається пар 5 відбору, на піковий бойлер і резервний підігрівач калориферів підводиться пар з колектора 3-13 ата.

Всі потоки основного конденсату на власні потреби блоку, за винятком потоку на калорифери, взяті відразу після видачі конденсатних насосів.

На всіх трубопроводах регенеративних відборів встановлені зворотні клапани КОС (крім другого і сьомого).

Всі підігрівачі, крім ПНТ1, мають можливість відключення по пару, дренажу, живильній воді і відсмоктування повітря. ПНТ1 відключається тільки за основним конденсату. Турбіна має сопловий паророзподіл. Перший і другий клапани ЦВД открвиаются одночасно і забезпечують навантаження 160 МВт. Регулюючі клапани ЦСТ до початку відкриття клапанів ЦВД відкриті на 40% і при подальшому підйомі сервомотора відкриваються одночасно.

Конденсаційна установка турбіни складається з двох конденсаторів типу 200-КЦС-2, двох основних ежекторів типу ЕП-2-700-1 і двох пускових ежекторів типу ЕП-1-1100. Турбина находится на одном валу с генератором ТГВ-200.

Показники турбоагрегатів.

Коливання середніх річних навантажень склали до ........ МВт.

Мазутні і парогазові блоки завантажувалися максимально, а в зимові 1-го кварталу розвантажувалися в резерв до 80 МВт, або зупинялися в резерв через відсутність мазуту.

Середня питома витрата тепла на турбіну склав_____-____ Дж/кВт·ч.

1.2 Стан основного обладнання

Показники котлоагрегатів.

Номінальна паропродуктивність котлів ТП-100 та ТП-100А згідно з паспортними даними становить 640 т / год, ТМ-104 --- 670 т / год, котлів ТМЕ-213 -670 т / год.

Котли ТП-100 і ТП-100А працювали на твердому паливі марок ТР, ТК, АШ.

У 2013 році частка витрати мазуту на пиловугільних блоках склала ______%.

Тривалість роботи котлоагрегатів обмежується низькою надійністю поверхонь нагріву, в основному через появу свищів у зварювальних стиках, розривів труб паро-перегрівачів і екранів, водяного економайзера.

           Перевитрата палива, викликаний вимушеними остановами блоків, склав ______ т.у.п.

1.3Енергетичні характеристики обладнання

За 2013 р електростанція виробила _______ млн.кВт ч. Вироблення електроенергії по блоках склала:

• Блок 1 _______ тис.кВт • год;

• Блок 2 _______ тис. кВт • год;

• Блок 3 _______ тис. кВт • год;

• Блок 4 _______ тис. кВт • год;

• Блок 5 _______ тис. кВт • год;

• Блок 6 _______ тис. кВт • год;

• Блок 7 _______ тис. кВт • год;

• Блок 8 _______ тис. кВт • год;

• Блок 9 _______ тис. кВт • год;

• Блок 10 _______ тис. кВт • год;

• Блок 11 _______ тис. кВт • год;

• Блок 12 _______ тис. кВт • год;

Недовироблено через:

• аварійних зупинок _____ млн. кВт • год при нормі ______ млн. кВт • год - 0

• експлуатаційних обмежень 689,1 млн. кВт • год при нормі

______ Млн. кВт * год - 0

Сумарний відпуск тепла склав _____ Гкал.Суммарный отпуск электроэнергии по счетчикам на генераторах-______ млн. кВт·ч, на линиях – ________ млн. кВт·ч.

У 2013 році _____ години блоки розвантажувалися до _______ МВт.

У парогазової режимі блоки пропрацювали _____ годин.

Основними факторами, що впливають на зниження надійності та економічності роботи електростанції, є:

• Недостатня газощільність котлоагрегатів через незадовільну конструкції обмурівки і ущільнень регенеративних підігрівачів повітря, а також низька якість проведених ремонтів.

• Робота блоків на низьких навантаженнях.

Таблиця 1.1 Коефіцієнт використання встановленої потужності

Коефіцієнт використання встановленої потужності,%	Станційний номер блоку
	11	22	33	44	55	66	77	88	99		110	111	112

Таблиця 1.2 Питома витрата умовного палива на відпущену електроенергію

	1-8 бл.	9,10 бл.	11,12 бл.	1-12 бл.
Нормативний
Фактичний

Питомі витрати тепла на вироблення електроенергії на турбоагрегаті на рівні номінального значення.

Існуючі перевитрати за параметрами пара по відношенню до номінальної величини в межах експлуатаційного допуску, старіння прийнятих в енергетичних характеристик турбін.

ККД котла брутто по зворотному балансу пиловугільних котлів (_____%) номінальне значення (_____%)

1.4 Висновки до розділу 1

У зв'язку з роботою енергоблоків нижче технічного мінімуму, появляютс відмови і аварійні аррестори блоків, істотно знижується ККД.

Основні проблеми пов'язані з:

• Недостатньою газощільних котлоагрегатів через незадовільну конструкції обмурівки і ущільнень регенеративних підігрівачів повітря, а також низька якість проведених ремонтів.

• Відмови з причини вичерпання запасу міцності в процесі тривалої експлуатації (природний знос, моральне старіння обладнання, старіння електроізоляціі), неправильні дії і неуважність персоналу у веденні технологічного режиму, дефекти ремонту, недоліки техобслуговування

• Робота блоків на низьких навантаженнях і як наслідок ерозійний знос вхідних кромок робочих лопаток передостанніх ступенів парових турбін.