Динамика потребления тепловой энергии
На рисунке 2.4 представлены годовые показатели отпуска тепловой энергии Усть-Каменогорской ТЭЦ внешним потребителям за 2010 по 2014 гг., а также за 2014 год помесячно (Рисунок 2 ).
Рисунок 2.4 - Отпуск тепловой энергии Усть-Каменогорской ТЭЦ внешним потребителям за 2010 по 2014 гг.
Рисунок 2.5 - Отпуск тепловой энергии Усть-Каменогорской ТЭЦ внешним потребителям за 2014 гг. помесячно
Характеристика используемого сырья, топлива и энергоресурсов
На AES Усть-Каменогорская ТЭЦ в качестве топлива применяется уголь бассейнов Каражыра (Семипалатинск) и Майкуба, как основное топливо, и мазут, как вспомогательное.
Уголь потребляемый на AES Усть-Каменогорская ТЭЦ имеет следующе характеристики, представленные в таблицах 2.3, 2.4, 2.5.
Таблица 2.3 – Основные характеристики сжигаемых углей за 2014 год
|
Бассейн |
Уголь,т.натуральный |
|
Уголь,т. условный |
|
|
|
|
|
Каражыра |
747 918 |
4 763,698 |
508 979 |
2,9 |
14,27 |
46,4 |
14,84 |
|
Майкубен |
409 927 |
4 656,407 |
272 684 |
4,8 |
20,01 |
42,1 |
10,53 |
|
Итого |
1 157 845 |
|
781 663 |
|
|
|
|
Таблица 2.4 - Качественные характеристики углей Майкубенского бассейна (данные лаборатории УК ТЭЦ)
|
Майкубенский бассейн |
Уголь, т |
|
|
|
|
|
|
январь |
58 005 |
4 656,892 |
4,2 |
20,6 |
42,1 |
10,1 |
|
февраль |
41 765 |
4 658,495 |
4,9 |
20,8 |
41,9 |
9,8 |
|
март |
31 753 |
4 681,951 |
5,4 |
20,7 |
42,5 |
9,83 |
|
апрель |
25 076 |
4 771,474 |
6,6 |
19,6 |
42,4 |
9,8 |
|
май |
17 729 |
4 800,338 |
6,1 |
19 |
42,5 |
9,73 |
|
июнь |
22 936 |
4 812,419 |
4,5 |
18,8 |
42,3 |
9,7 |
|
июль |
19 031 |
4 629,889 |
6,7 |
19,7 |
41,6 |
11,41 |
|
август |
10 771 |
4 709,609 |
5,6 |
19,2 |
41,7 |
10,35 |
|
сентябрь |
23 768 |
4 781,001 |
5,8 |
19,0 |
42,3 |
10,03 |
|
октябрь |
46 644 |
4 568,290 |
3,7 |
20,1 |
41,7 |
11,14 |
|
ноябрь |
56 282 |
4 602,959 |
3,7 |
19,9 |
41,9 |
10,98 |
|
декабрь |
56 167 |
4 552,196 |
4,2 |
20,1 |
42,3 |
11,85 |
Таблица 2.5 - Качественные характеристики углей бассейна Каражыра (данные лаборатории УК ТЭЦ)
|
Семипалатинский бассейн |
Уголь, т |
|
|
|
|
|
|
январь |
10 4633 |
4 738,000 |
2,5 |
14 |
46 |
16 |
|
февраль |
11 0176 |
4 821,466 |
3,2 |
14,3 |
46,3 |
14,69 |
|
март |
10 4114 |
4 780,900 |
2,94 |
14,42 |
46,51 |
14,57 |
|
апрель |
23 612 |
4 799,609 |
3,7 |
13,9 |
47,2 |
14,63 |
|
май |
25 568 |
4 783,457 |
2,7 |
14 |
46,6 |
14,78 |
|
июнь |
18 655 |
4 930,395 |
3,3 |
13,5 |
46,5 |
13,6 |
|
июль |
22 382 |
4 945,556 |
3,8 |
13,9 |
46,1 |
12,91 |
|
август |
50 557 |
4 897,127 |
3,5 |
14 |
46 |
12,74 |
|
сентябрь |
42 145 |
4 936,316 |
4 |
14,3 |
46,3 |
11,98 |
|
октябрь |
63 005 |
4 834,861 |
2,4 |
15 |
45,6 |
12,87 |
|
ноябрь |
80 070 |
4 565,766 |
2,1 |
14,3 |
46,3 |
16,67 |
|
декабрь |
103 001 |
4 601,991 |
2,4 |
14,2 |
47,1 |
17,12 |
Таблица 2.6 – Потребление угля и мазута УКТЭЦ за 2010-2014 гг.
|
№ п/п |
Год |
Уголь, т.у.т. |
Мазут, т.у.т. |
|
1 |
2010 |
742130 |
1076 |
|
2 |
2011 |
743572 |
2119 |
|
3 |
2012 |
780463 |
2312 |
|
4 |
2013 |
706486 |
1449 |
|
5 |
2014 |
781664 |
1759 |
Рисунок 2.6 - Диаграмма потребления угля УКТЭЦ за 2010-2014 гг
Рисунок 2.7 - Диаграмма потребления мазута УКТЭЦ за 2010-2014 гг
Таблица 2.7 – Потребление угля УКТЭЦ помесячно за 2014 год
|
Месяц |
Уголь, т.у.т. |
|
Январь |
109987 |
|
Февраль |
102753 |
|
Март |
91883 |
|
Апрель |
31574 |
|
Май |
29280 |
|
Июнь |
28127 |
|
Июль |
28006 |
|
Август |
41474 |
|
Сентябрь |
44575 |
|
Октябрь |
74152 |
|
Ноябрь |
92211 |
|
Декабрь |
107641 |
Рисунок 2.8 – Диаграмма потребления угля УКТЭЦ помесячно за 2014 год
Потребление угля в с 2010 по 2014 гг. возросло в среднем на 5 %, что связано с увеличением выработки электрической энергии на 23957 тыс. кВт*ч. В 2013 году наблюдается резкое снижение потребления угля по сравнению с 2012 годом на 9,5%, что составляет 73977 т.у.т.
ОПИСАНИЕ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ
Описание основного технологического оборудования
Характеристики основного оборудования станции приведены в таблицах 3.1-3.3
Таблица 3.1– Характеристика котлоагрегатов
|
Станционный номер |
Тип |
Производи-тельность, т/час |
Давление и температура пара |
Дата ввода в эксплуатацию |
Наработка на 01.01.2015 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ЦКТИ-75-39 |
75 |
30/410 |
ноябрь 1953 г |
183 340 |
|
8 |
ЦКТИ-75-39 |
75 |
30/410 |
ноябрь 1956 г |
204 277 |
|
9 |
ЦКТИ-75-39 |
75 |
30/410 |
февраль 1957 г. |
183 403 |
|
10 |
ЦКТИ-75-39 |
75 |
30/410 |
июль 1957 г. |
188 365 |
|
11 |
БКЗ-320-140 |
320 |
140/555 |
сентябрь 1966 г |
267 690 |
|
12 |
БКЗ-320-140 |
320 |
140/555 |
сентябрь 1967 г |
260 296 |
|
13 |
БКЗ-320-140 |
320 |
140/555 |
июль 1970 г. |
235 596 |
|
14 |
БКЗ-320-140 |
320 |
140/555 |
декабрь 1970 г. |
222 789 |
|
15 |
ТПЕ-430А |
500 |
140/560 |
декабрь 1991 г. |
93 415 |
Таблица 3.2 – Характеристика турбин
|
Станционный номер |
Тип |
Мощность, кВт |
Давление и температура пара |
Дата ввода в эксплуатацию |
Наработка на 01.01.15 г., час |
|
4 |
Р-3,5-29/7 |
3500 |
29/400 |
сентябрь 1959 г. |
185 964 |
|
6 |
Р-8-29/7 |
8000 |
29/400 |
декабрь 1951 г. |
370 438 |
|
7 |
Р-8-29/7 |
8000 |
29/400 |
март 1952 г. |
366 667 |
|
8 |
Р-25-29/1,2 |
25000 |
29/400 |
декабрь 1954 г. |
311 761 |
|
9 |
Р-38-130/32 |
38000 |
130/550 |
сентябрь 1967 г. |
299 434* |
|
10 |
Т-50-1-130 |
50000 |
130/550 |
октябрь 1966 г. |
274 277 |
|
11 |
Т-120/120-130 ПР2 |
120000 |
130/550 |
декабрь 1970 г. |
275 678** |
Примечание: *В 2014г. выполнена модернизация проточной части ТА-9 с заменой ротора и корпусных деталей цилиндра высокого давления
** В 2013г. выполнена модернизация проточной части турбины с заменой ротора и корпусных деталей цилиндра высокого давления
Таблица 3.3– Характеристика генераторов
|
ст.N |
Тип |
Завод изготовитель |
Мощность кВт |
Напряж в |
Ввод в эксплуатац. |
Наработка на 01.01. 2015г.,час |
|
4 |
Т-2-6-2 |
Лысьевский турбозавод |
6000 |
6300 |
сентябрь 1959 |
185964 |
|
66 |
Т-2-12-2 |
"Электросила" |
12000 |
6300 |
декабрь 1951 |
370 438 |
|
77 |
Т-2-12-2 |
"Электросила" |
12000 |
10500 |
март 1952 |
366 667 |
|
8 |
ТГВ-25-ХТГЗ |
ХТГЗ |
25000 |
10500 |
декабрь 1954 |
311 761 |
|
99 |
ТВФ-60-2 |
"Электросила" |
60000 |
10500 |
сентябрь 1967 |
299 434 |
|
110 |
ТВФ-60-2 |
Новосибирский завод "Сибэлектротяжмаш" |
60000 |
6300 |
октябрь 1966 |
274 277 |
|
111 |
ТВФ-120-2 |
Новосибирский завод "Сибэлектротяжмаш" |
120000 |
10500 |
август 1979 |
275 678 |
Обследование системы электроснабжения и электропотребления
Электрохозяйство электростанции включает в себя:
Два открытых распределительных устройства 110 кВ, выполненных по схеме «Две системы сборных шин», связанных между собой линейной перемычкой и главные распределительные устройства 6, 10 кВ, связанные с ОРУ-1 через трансформаторы связи №№1-4 типа ТРДН – 40 000/110 У1; ТРДЦН –63000/110-76У1; ТДНГУ-63000-110.
Открытые распределительные устройства 110 кВ с энергосистемой посредством следующих линий:
ОРУ-1: ЛЭП-116; ЛЭП-123; ЛЭП-103.
ОРУ-2: ЛЭП-104; ЛЭП-136; ЛЭП-137.
Кроме того, ОРУ-1 связано с энергосистемой ЛЭП-31-35 кВ через трехобмоточный трансформатор Т-5-75 МВА (ТДТНГ-75000/110/35).
Главное распределительное устройство 6, 10 кВ выполнено по схеме «Одна система сборных шин секционированная и трансферная система сборных шин» и предназначено для передачи мощности, вырабатываемой турбогенераторами станции №№4,6,7,8,9, а также для питания собственных нужд станции.
Таблица 3.4– Основные трансформаторы УКТЭЦ
|
№ п/п |
Станционный номер |
Тип |
Мощность, кВА |
Напряжение | ||
|
ВН |
СН |
НН | ||||
|
1 |
Т-1 |
ТРДН-40000/110У1 |
40000 |
110 |
- |
6,3 |
|
2 |
Т-2 |
ТРДН-40000/110У1 |
40000 |
110 |
- |
6,3 |
|
3 |
Т-3 |
ТРДЦН-63000-110 |
63000 |
110 |
- |
10,5 |
|
4 |
Т-4 |
ТРДЦН-63000-110 |
63000 |
110 |
- |
10,5 |
|
5 |
Т-5 |
ТДТНГ 75000/110/35 |
75000 |
110 |
35 |
6,3 |
|
6 |
Т-6 |
ТДЦ-160000/110/10,5 |
160000 |
110 |
- |
10,5 |
Суммарная установленная мощность 441000 кВА, потери холостого хода составляют 430 кВт, потери короткого замыкания 1724 кВт. Мощность трансформаторов согласуется с мощностью генераторов и обеспечивается выдача всей установленной мощности генераторов за вычетом собственных нужд в сети повышенного напряжения.
УК ТЭЦ, в процессе производственной деятельности, использует электроэнергию на собственные нужды через понижающие трансформаторы собственных нужд указанных в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Трансформаторы собственных нужд
|
Станционный номер |
Тип, марка трансформатора |
Номинальная мощность, кВА |
|
Т-1-560кВА |
ТМ-560/10 |
0,56 |
|
Т-5-560 кВА |
ТМ-560/10 |
0,56 |
|
Т-6-560 кВА |
ТМ-560/10 |
0,56 |
|
Т-7-630 кВА |
ТМ-630/10 |
0,63 |
|
Т-8-700 кВА |
Германия |
0,7 |
|
Т-9-630 кВА |
ТТИ Румыния |
0,63 |
|
Т-10-700 кВА |
Германия |
0,7 |
|
Тосв-400 кВА |
ТМ-400 |
0,4 |
|
Трез.-560 кВА |
ТМ-560/10 |
0,56 |
|
Т-11-1000 кВА |
ТСЗ-1000/10 |
1,0 |
|
Т-12-1000 кВА |
ТСЭС-1000/10 |
1,0 |
|
Т-13-1000 кВА |
ТС-1000/10 |
1,0 |
|
Т-14-1000 кВА |
ТСЗ-1000/10 |
1,0 |
|
Трез-1000 кВА |
ТСЗС-1000/10 |
1,0 |
|
Т-1-630 кВА ХВО |
ТТИ Румыния |
0,63 |
|
Т-2-750 кВА ХВО |
ТС-750/10 |
0,75 |
|
Т-3-630 кВА ХВО |
ТМ-630/10 |
0,63 |
|
Т-1-630 кВАт/п |
ТМ-630/10 |
0,63 |
|
Т-2-630 кВАт/п |
ТМ-630/10 |
0,63 |
|
Т-315 кВА КТП-1 |
ТТИ Румыния |
0,315 |
|
Т-1-180 кВА БН-1 |
ТМ-180/6 |
0,18 |
|
Т-2-180 кВА БН-1 |
ТМ-180/6 |
0,18 |
|
Т-1-50 кВА БН-2 |
ТМ-50/6 |
0,05 |
|
Т-2-100 кВА БН-2 |
ТМ-100/6 |
0,1 |
|
Т-1-250 кВА осв. |
ТСЗС-250/0,4 |
0,25 |
|
Т-2-250 кВА осв. |
ТСЗС-250/0,4 |
0,25 |
|
Т-1-30 кВА КИП |
ТМ-30/0,4 |
0,03 |
|
Т-2-30 кВА КИП |
ТМ-30/0,4 |
0,03 |
|
Т-1-63 кВА КИП |
ТМ-63/0,4 |
0,063 |
|
Т-2-63 кВА КИП |
ТМ-63/0,4 |
0,063 |
|
Т-250 кВА ДГК |
ТМ-250/0,4 |
0,25 |
|
Т-1-630 кВА ОВК (№47785) |
ТСЗ-630/10-65УХЛ4 |
0,63 |
|
Т-2-630 кВА ОВК (№47744) |
ТСЗ-630/10-65УХЛ4 |
0,63 |
|
Т-1 16000 кВА бойлерной VII оч. |
ТДНС-16000/3 5-VI |
16 |
|
Т-1 630 кВА ММХ (№ 72790) |
ТМ-630/10 |
0,63 |
|
Т-2 630 кВА ММХ (№ 72992) |
ТМ-630/10 |
0,63 |
|
Т-1 630 кВА КТП мат. склад № 34287 |
ТМ-630/10-78У1 |
0,63 |
|
Т-2 630 кВА КТП мат. склад № 34270 |
ТМ-630/10-78У1 |
0,63 |
ТЭЦ оснащена системами учета энергоресурсов с условным разделением на коммерческий и технический учет электрической энергии.
Средняя расчетная продолжительность работы осветительных устройств в год составляет от 720 ч. до 6 300 ч., дежурное освещение работает круглосуточно и круглогодично 8 760 ч. в год.
Наружного освещения. Освещенность наружного освещения территории УКТЭЦ удовлетворяет нормативным значениям согласно СНиПа 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».
Внутрицехового освещения. В таблице 3.6 представлена информация о типе и мощности установленных светильников на ТЭЦ.
Таблица 3.6 - Данные о потреблении электроэнергии системой освещения
|
№ п/п |
Наименование здания, сооружения |
Тип светильника |
Тип лампы (ЛН, ЛЛ, КЛЛ, ДРЛ, другое) |
Коли-чество светильников, шт. |
Коли-чество ламп в светильнике, шт. |
Единич-ная мощ-ность лампы, Вт |
Установ-ленная мощность, Вт |
Время работы в год (оценоч-ное), час |
Суммар-ный объем потребле-ния электри-ческой энергии за 2014 г., кВт*ч |
Способ управле-ния освеще-нием* |
|
|
Главный корпус 1-й очереди (ТЦ и КЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
225 |
2 |
58 |
26 100 |
8 760 |
228 636 |
р |
|
|
Главный корпус 1-й очереди (ТЦ и КЦ) |
PRB/R |
ЛЛ |
150 |
4 |
18 |
10 800 |
8 760 |
94 608 |
р |
|
|
Главный корпус 1-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ЖКУ |
ДРЛ |
14 |
1 |
400 |
5 600 |
8 760 |
49 056 |
р |
|
|
Главный корпус 1-й очереди (ТЦ и КЦ) |
НСП |
ЛН |
20 |
1 |
150 |
3 000 |
8 760 |
26 280 |
р |
|
|
Главный корпус 1-й очереди (ТЦ и КЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
ф/р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
174 |
2 |
58 |
20 184 |
8 760 |
176 812 |
р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
PRB/R |
ЛЛ |
10 |
4 |
18 |
720 |
8 760 |
6 307 |
р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
HBX |
ДРЛ |
63 |
1 |
400 |
25 200 |
8 760 |
220 752 |
р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
НСП /ВСГ |
ЛН |
90 |
1 |
150 |
13 500 |
8 760 |
118 260 |
р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ДРЛ |
ДРЛ |
14 |
1 |
400 |
5 600 |
8 760 |
49 056 |
р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ДРЛ |
ДРЛ |
2 |
1 |
250 |
500 |
8 760 |
4 380 |
р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ЖКУ |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
ф/р |
|
|
Главный корпус 2-4-й очереди (ТЦ и КЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
ф/р |
|
|
Главный корпус 5-6-й очереди (ТЦ и КЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
615 |
2 |
58 |
71 340 |
8 760 |
624 938 |
р |
|
|
Главный корпус 5-6-й очереди (ТЦ и КЦ) |
HBX |
ДРЛ |
134 |
1 |
400 |
53 600 |
8 760 |
469 536 |
р |
|
|
Главный корпус 5-6-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ЖКУ |
ДРЛ |
32 |
1 |
400 |
12 800 |
8 760 |
112 128 |
р |
|
|
Главный корпус 5-6-й очереди (ТЦ и КЦ) |
НСП |
ЛН |
30 |
1 |
150 |
4 500 |
8 760 |
39 420 |
р |
|
|
Главный корпус 5-6-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ДРЛ |
ДРЛ |
10 |
1 |
250 |
2 500 |
4 000 |
10 000 |
ф/р |
|
|
Главный корпус 5-6-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ЖКУ |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
ф/р |
|
|
Главный корпус 7-й очереди (ТЦ и КЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
400 |
2 |
400 |
320 000 |
8 760 |
2 803 200 |
р |
|
|
Главный корпус 7-й очереди (ТЦ и КЦ) |
HBX |
ДРЛ |
25 |
1 |
400 |
10 000 |
8 760 |
87 600 |
р |
|
|
Главный корпус 7-й очереди (ТЦ и КЦ) |
НСП |
ЛН |
50 |
1 |
400 |
20 000 |
8 760 |
175 200 |
р |
|
|
Главный корпус 7-й очереди (ТЦ и КЦ) |
ЖКУ |
ДРЛ |
10 |
1 |
250 |
2 500 |
4 000 |
10 000 |
ф/р |
|
|
Главный корпус 7-й очереди (ТЦ и КЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
5 |
1 |
250 |
1 250 |
4 000 |
5 000 |
ф/р |
|
|
Здание химводоочистки (Хим цех) |
Arktik |
ЛЛ |
71 |
2 |
58 |
8 236 |
8 760 |
72 147 |
р |
|
|
Здание химводоочистки (Хим цех) |
PRB/R |
ЛЛ |
17 |
4 |
18 |
1 224 |
8 760 |
10 722 |
р |
|
|
Здание химводоочистки (Хим цех) |
ЖКУ |
ДРЛ |
3 |
1 |
400 |
1 200 |
8 760 |
10 512 |
р |
|
|
Здание химводоочистки (Хим цех) |
НСП |
ЛН |
29 |
1 |
150 |
4 350 |
8 760 |
38 106 |
р |
|
|
Здание химводоочистки (Хим цех) |
ДРЛ |
ДРЛ |
15 |
1 |
250 |
3 750 |
8 760 |
32 850 |
р |
|
|
Здание химводоочистки (Хим цех) |
ЖКУ |
ДРЛ |
13 |
1 |
400 |
5 200 |
4 000 |
20 800 |
ф/р |
|
|
Здание химводоочистки (Хим цех) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
11 |
1 |
400 |
4 400 |
4 000 |
17 600 |
ф/р |
|
|
Гараж для автомашин (ЦПП) |
Arktik |
ЛЛ |
33 |
2 |
58 |
3 828 |
8 760 |
33 533 |
р |
|
|
Гараж для автомашин (ЦПП) |
HBX |
ДРЛ |
6 |
1 |
400 |
2 400 |
8 760 |
21 024 |
р |
|
|
Гараж для автомашин (ЦПП) |
ЖКУ |
ДРЛ |
6 |
1 |
400 |
2 400 |
4 000 |
9 600 |
ф/р |
|
|
Паровозное депо (ТТЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
40 |
2 |
58 |
4 640 |
8 760 |
40 646 |
р |
|
|
Паровозное депо (ТТЦ) |
НСП |
ЛН |
10 |
1 |
150 |
1 500 |
8 760 |
13 140 |
р |
|
|
Паровозное депо (ТТЦ) |
ДРЛ |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
р |
|
|
Гараж бульдозеров (ТТЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
30 |
2 |
58 |
3 480 |
8 760 |
30 485 |
р |
|
|
Гараж бульдозеров (ТТЦ) |
HBX |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
8 760 |
17 520 |
р |
|
|
Гараж бульдозеров (ТТЦ) |
ДРЛ |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
р |
|
|
Тракт топливоподачи (конвейер № 1, 2, 3, 4, 8, 9, 10) |
Arktik |
ЛЛ |
400 |
2 |
58 |
46 400 |
8 760 |
406 464 |
р |
|
|
Тракт топливоподачи (конвейер № 1, 2, 3, 4, 8, 9, 10) |
HBX |
ЛЛ |
30 |
4 |
18 |
2 160 |
8 760 |
18 922 |
р |
|
|
Тракт топливоподачи (конвейер № 1, 2, 3, 4, 8, 9, 10) |
НСП |
ЛН |
50 |
1 |
28 |
1 400 |
8 760 |
12 264 |
р |
|
|
Тракт топливоподачи (конвейер № 1, 2, 3, 4, 8, 9, 10) |
ЖКУ |
ДРЛ |
100 |
1 |
400 |
40 000 |
4 000 |
160 000 |
ф/р |
|
|
Тракт топливоподачи (конвейер № 1, 2, 3, 4, 8, 9, 10) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
20 |
1 |
250 |
5 000 |
4 000 |
20 000 |
ф/р |
|
|
Мастерская ЭЦ (ЭлектроЦех) |
Arktik |
ЛЛ |
49 |
2 |
58 |
5 684 |
8 760 |
49 792 |
р |
|
|
Мастерская ЭЦ (ЭлектроЦех) |
PRB/R |
ЛЛ |
10 |
4 |
18 |
720 |
8 760 |
6 307 |
р |
|
|
Мастерская ЭЦ (ЭлектроЦех) |
MX-350 |
СД |
5 |
1 |
28 |
140 |
8 760 |
1 226 |
р |
|
|
Мастерская ЭЦ (ЭлектроЦех) |
ЖКУ |
ДРЛ |
1 |
1 |
400 |
400 |
4 000 |
1 600 |
ф/р |
|
|
Мастерская ЭЦ (ЭлектроЦех) |
ДРЛ |
ДРЛ |
4 |
1 |
250 |
1 000 |
4 000 |
4 000 |
ф/р |
|
|
Здание ЛАК (Цех подготовки производства) |
Arktik |
ЛЛ |
28 |
2 |
58 |
3 248 |
8 760 |
28 452 |
р |
|
|
Здание ЛАК (Цех подготовки производства) |
PRB/R |
ЛЛ |
84 |
4 |
18 |
6 048 |
8 760 |
52 980 |
р |
|
|
Здание ЛАК (Цех подготовки производства) |
ЖКУ |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
ф/р |
|
|
Здание АБК |
Arktik |
ЛЛ |
48 |
2 |
58 |
5 568 |
8 760 |
48 776 |
р |
|
|
Здание АБК |
PRB/R |
ЛЛ |
480 |
4 |
18 |
34 560 |
8 760 |
302 746 |
р |
|
|
Здание АБК |
MX-350 |
СД |
30 |
1 |
28 |
840 |
8 760 |
7 358 |
р |
|
|
Здание АБК |
ЖКУ |
ДРЛ |
20 |
1 |
400 |
8 000 |
4 000 |
32 000 |
ф/р |
|
|
Здание ОВК (ЦЦР) |
Arktik |
ЛЛ |
50 |
2 |
58 |
5 800 |
8 760 |
50 808 |
р |
|
|
Здание ОВК (ЦЦР) |
PRB/R |
ЛЛ |
50 |
4 |
18 |
3 600 |
8 760 |
31 536 |
р |
|
|
Здание ОВК (ЦЦР) |
MX-350 |
СД |
30 |
1 |
28 |
840 |
8 760 |
7 358 |
р |
|
|
Здание ОВК (ЦЦР) |
HBX |
ДРЛ |
50 |
1 |
400 |
20 000 |
8 760 |
175 200 |
р |
|
|
Здание ОВК (ЦЦР) |
ЖКУ |
ДРЛ |
50 |
1 |
400 |
20 000 |
8 760 |
175 200 |
р |
|
|
Здание ОВК (ЦЦР) |
НСП |
ЛН |
50 |
1 |
150 |
7 500 |
8 760 |
65 700 |
р |
|
|
Здание ОВК (ЦЦР) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
ф/р |
|
|
Материальный склад (ЦПП) |
Arktik |
ЛЛ |
50 |
2 |
58 |
5 800 |
8 760 |
50 808 |
р |
|
|
Материальный склад (ЦПП) |
PRB/R |
ЛЛ |
20 |
4 |
18 |
1 440 |
8 760 |
12 614 |
р |
|
|
Материальный склад (ЦПП) |
ЖКУ |
ДРЛ |
2 |
1 |
400 |
800 |
4 000 |
3 200 |
р |
|
|
Материальный склад (ЦПП) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
р |
|
|
Здание береговой насосной (ТЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
20 |
2 |
58 |
2 320 |
8 760 |
20 323 |
р |
|
|
Здание береговой насосной (ТЦ) |
PRB/R |
ЛЛ |
10 |
4 |
18 |
720 |
8 760 |
6 307 |
р |
|
|
Здание береговой насосной (ТЦ) |
ЖКУ |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
р |
|
|
Здание береговой насосной (ТЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
р |
|
|
Здание багерной насосной № 1 (КЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
20 |
2 |
58 |
2 320 |
8 760 |
20 323 |
р |
|
|
Здание багерной насосной № 1 (КЦ) |
PRB/R |
ЛЛ |
5 |
4 |
18 |
360 |
8 760 |
3 154 |
р |
|
|
Здание багерной насосной № 1 (КЦ) |
ДРЛ |
ДРЛ |
5 |
1 |
250 |
1 250 |
4 000 |
5 000 |
ф/р |
|
|
Здание багерной насосной № 1 (КЦ) |
ЖКУ |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
ф/р |
|
|
Здание багерной насосной № 3 (КЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
50 |
2 |
58 |
5 800 |
8 760 |
50 808 |
р |
|
|
Здание багерной насосной № 3 (КЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
ф/р |
|
|
Здание размораживающего устройства (ТТЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
30 |
2 |
58 |
3 480 |
8 760 |
30 485 |
р |
|
|
Здание размораживающего устройства (ТТЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
10 |
1 |
400 |
4 000 |
4 000 |
16 000 |
ф/р |
|
|
Здание НХВО (ЦПП) |
Arktik |
ЛЛ |
50 |
2 |
58 |
5 800 |
8 760 |
50 808 |
р |
|
|
Здание НХВО (ЦПП) |
PRB/R |
ЛЛ |
10 |
4 |
18 |
720 |
8 760 |
6 307 |
р |
|
|
Здание НХВО (ЦПП) |
ЖКУ |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
ф/р |
|
|
Здание НХВО (ЦПП) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
15 |
1 |
400 |
6 000 |
4 000 |
24 000 |
ф/р |
|
|
Здание коллекторной тепловых сетей (ТЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
20 |
2 |
58 |
2 320 |
8 760 |
20 323 |
р |
|
|
Здание коллекторной тепловых сетей (ТЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
ф/р |
|
|
Здание центральной проходной (ЦПП) |
Arktik |
ЛЛ |
10 |
2 |
58 |
1 160 |
8 760 |
10 162 |
р |
|
|
Здание центральной проходной (ЦПП) |
PRB/R |
ЛЛ |
40 |
4 |
18 |
2 880 |
8 760 |
25 229 |
р |
|
|
Здание центральной проходной (ЦПП) |
ДРЛ |
ДРЛ |
5 |
1 |
250 |
1 250 |
4 000 |
5 000 |
р |
|
|
Здание масломазутного хозяйства (ТТЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
30 |
2 |
58 |
3 480 |
8 760 |
30 485 |
р |
|
|
Здание масломазутного хозяйства (ТТЦ) |
PRB/R |
ЛЛ |
10 |
4 |
18 |
720 |
8 760 |
6 307 |
р |
|
|
Здание масломазутного хозяйства (ТТЦ) |
НСП |
ДРЛ |
5 |
1 |
150 |
750 |
8 760 |
6 570 |
р |
|
|
Здание масломазутного хозяйства (ТТЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
ф/р |
|
|
Помещение дежурного на золоотвале №3 (КЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
10 |
2 |
58 |
1 160 |
8 760 |
10 162 |
р |
|
|
Помещение дежурного на золоотвале №3 (КЦ) |
PRB/R |
ЛЛ |
5 |
4 |
18 |
360 |
8 760 |
3 154 |
р |
|
|
Помещение дежурного на золоотвале №3 (КЦ) |
ДРЛ |
ДРЛ |
2 |
1 |
250 |
500 |
4 000 |
2 000 |
ф/р |
|
|
Помещение дежурного на золоотвале №3 (КЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
ф/р |
|
|
Помещение дежурного на весовой (ТТЦ) |
Arktik |
ЛЛ |
5 |
2 |
58 |
580 |
8 760 |
5 081 |
р |
|
|
Помещение дежурного на весовой (ТТЦ) |
PRB/R |
ЛЛ |
3 |
4 |
18 |
216 |
8 760 |
1 892 |
р |
|
|
Помещение дежурного на весовой (ТТЦ) |
Luxtech IP65 |
ДРЛ |
5 |
1 |
400 |
2 000 |
4 000 |
8 000 |
ф/р |
|
|
ИТОГО по всему объекту: |
|
|
4 573 |
% |
|
985 396 |
|
7 973 047 |
|
|
|
в том числе: |
|
ЛЛ |
3 392 |
74,2% |
|
625 976 |
|
5 483 550 |
|
|
|
|
|
ЛН |
329 |
7,2% |
|
55 750 |
|
488 370 |
|
|
|
|
|
ДРЛ |
787 |
17,2% |
|
301 850 |
|
1 985 184 |
|
|
|
|
|
СД |
65 |
1,4% |
|
1 820 |
|
15 943,2 |
|
|
|
Внутреннее освещение |
|
|
|
|
|
846 946 |
|
7 419 247 |
|
|
|
Наружное освещение: |
|
|
369 |
|
|
138 450 |
|
553 800 |
|
|
|
Наружное освещение (автоматизированное) |
|
|
327 |
|
|
122 400 |
|
489 600 |
|
|
|
Наружное освещение (ручное) |
|
|
42 |
|
|
16 050 |
|
64 200 |
|
Распределениеустановленной мощности, потребляемой электрической энергии на освещение по типам источников света представлено в таблице 3.7 и на рисунке 3.1.
Таблица 3.7 - Распределение мощностей источников освещения по типам источников света
|
Тип ИС |
Установленная мощность, кВт |
% |
|
ЛЛ |
626 |
63,5 |
|
ЛН |
56 |
5,7 |
|
ДРЛ |
302 |
30,6 |
|
СД |
2 |
0,2 |
|
Сумма: |
985 |
100 |
Рисунок
3.1 – Распределение мощностей источников
освещения
Таблица 3.8 - Распределение потребляемой электрической энергии по типам источников света
|
Тип ИС |
Электроэнергия, кВт*ч |
% |
|
ЛЛ |
5 483 550 |
68,8 |
|
ЛН |
488 370 |
6,1 |
|
ДРЛ |
1 985 184 |
24,9 |
|
СД |
15 943 |
0,2 |
|
Сумма: |
7 973 047 |
100 |
|
|
|
|
Примечание: ЛЛ - люминесцентная лампа, ЛН - лампа накаливания, ДРЛ - дуговая ртутная лампа, СД - светодиод
Рисунок 3.2 - Долевое распределениеэлектроэнергии в процентном соотношении по типу ламп.
Из данных, приведённых в таблице 3.6, 3.7, 3.8 и на рисунке 3.1 и 3.2 видно, что на нужды системы освещения в 2014 г. было затрачено 7 973,047 тыс. кВт*ч электрической энергии, что составляет 3,24 % от общего потребления электроэнергии на собственные нужды предприятия. Наибольшую долю в нем (69 %) составляет электропотребление люминесцентными лампами (старой модификации), 25 % потребляют лампы ДРЛ, лампы накаливания потребляют 6 %, а современные светодиодные всего 0,2 %.
В этой связи рекомендуется заменить все лампы накаливания, лампы ДРЛ, люминесцентные лампы на энергосберегающие светодиодные, которые характеризуются большим сроком службы и меньшим потреблением электрической энергии.
Оценка эффективности систем коммерческого и технического учета электроэнергии
Учет вырабатываемой и потребляемой электрической энергии на предприятии осуществляется посредством счетчиков коммерческого и технического учета. Технический учёт организован на базе электронных и индукционных счётчиков, устаревших морально, имеющих низкий класс точности и не приспособленных для включения в современные автоматизированные системы (отсутствие стандартного интерфейса). В связи с высокой трудоёмкостью снятия показаний индукционные счётчики на ТЭЦ практически не используются.
С целью контроля за энергопотреблением двигателей и трансформаторных подстанций рекомендуется установить современные электронные приборы учёта электрических параметров и объединить их в систему автоматизированного технического учёта и диспетчеризации.
Технический учёт не может быть признан удовлетворительным с точки зрения контроля энергоэффективности оборудования, т.к. для эффективного энергопотребления необходимо регулярно регистрировать и анализировать потребление каждого энергоёмкого объекта (высоковольтные электродвигатели, трансформаторные подстанции, электрооборудование генерирующих и преобразовательных установок), иметь возможность определять фактические потери электроэнергии в распределительных электросетях ТЭЦ (прежде всего, на напряжении 6, 10 кВ и 0,4 кВ).
Такой учёт на ТЭЦ ведётся не полностью, а нормирование электропотребления в силу этого носит ограниченный характер. Совместный анализ технологических и электрических параметров механизмов позволяет оценивать не только эффективность работы, но и их техническое состояние, дополняя тем самым штатную диагностику.
При создания автоматизированной системы технического учёта электроэнергии необходимо охватить учётом все отходящие линии секций шин 6, 10 и 0,4 кВ. Дальнейшие действия должны быть направлены на оснащение учётом наиболее значимых электропотребителей на напряжении уровня НН (длительно работающие компрессоры, насосы мощностью 50 кВт и выше, генерирующие и другие установки, электропотребление которых нормируется – водородная и азотная станции, водоподготовительные установки, котельная, сетевые насосы и.т.д.
Инструментальный анализ (контроль) качества потребляемой электрической энергии
Для анализа количества потребляемой электроэнергии отдельными наиболее энергоемкими потребителями электроэнергии использовались данные по активной и реактивной мощности, коэффициенту мощности, фазным и линейным напряжениям, частоте и другим электрическим параметрам, полученным посредством проведения выборочных замеров регистратором электрических параметров AmpFLEX A193/MA193.
Нормы качества электрической энергии, устанавливаемые ГОСТ 13109-97, являются уровнями электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помех в системах электроснабжения общего назначения. При соблюдении указанных норм обеспечивается электромагнитная совместимость электрических сетей систем электроснабжения общего назначения и электрических сетей потребителей электрической энергии (приемников электрической энергии).
Качество электрической энергии на питающих вводах, согласно ГОСТ 13109-97, определяем по таким показателям:
установившемуся отклонению напряжения δUy;
коэффициенту несимметрии напряжений по обратной последовательности К2Ui;
коэффициенту несимметрии напряжения по нулевой последовательности K0Ui;
коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n)I.
Отклонение напряжения
Для каждого i-го наблюдения измеряют значение напряжения, которое в электрических сетях трехфазного тока определяется как действующее значение каждого междуфазного (фазного) напряжения основной частоты U(1)i.
Допускается определять U1(1)i по приближенной формуле:
U1(1)i=
(UAB(1)i+UBC(1)i+UCA(1)i).
(3.1)
В таблице 3.9 приведены значения напряжения потребителя а обследуемый интервал времени.
Таблица 3.9.- Значения измеряемого напряжения
|
№ п/п |
U12, В |
U23, В |
U31, В |
U1(1), В |
|
1 |
398,6 |
398,1 |
398,5 |
398,4 |
|
2 |
398,7 |
398 |
398,4 |
398,3666667 |
|
3 |
398,7 |
398,1 |
398,5 |
398,4333333 |
|
4 |
398,7 |
398 |
398,5 |
398,4 |
|
5 |
398,7 |
398,1 |
398,5 |
398,4333333 |
|
6 |
398,8 |
398,1 |
398,4 |
398,4333333 |
|
7 |
398,6 |
398,1 |
398,5 |
398,4 |
|
8 |
398,6 |
398 |
398,3 |
398,3 |
|
9 |
398,5 |
398 |
398,4 |
398,3 |
|
10 |
398,6 |
398 |
398,3 |
398,3 |
|
11 |
398,4 |
397,9 |
398,3 |
398,2 |
|
12 |
398,5 |
397,9 |
398,2 |
398,2 |
|
13 |
398,6 |
398 |
398,4 |
398,3333333 |
|
14 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
398,3 |
|
15 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
398,3 |
|
16 |
398,5 |
397,9 |
398,4 |
398,2666667 |
|
17 |
398,6 |
398 |
398,4 |
398,3333333 |
|
18 |
398,5 |
397,9 |
398,4 |
398,2666667 |
|
19 |
398,7 |
398 |
398,5 |
398,4 |
|
20 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
398,3 |
|
21 |
398,6 |
398 |
398,5 |
398,3666667 |
|
22 |
398,6 |
398 |
398,4 |
398,3333333 |
|
23 |
398,4 |
397,9 |
398,2 |
398,1666667 |
|
24 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
398,3 |
|
25 |
398,6 |
398 |
398,4 |
398,3333333 |
Продолжение таблицы 3.9
|
№ п/п |
U12, В |
U23, В |
U31, В |
U1(1), В |
|
26 |
398,7 |
398 |
398,4 |
398,3666667 |
|
27 |
398,7 |
398,1 |
398,5 |
398,4333333 |
|
28 |
398,6 |
398 |
398,4 |
398,3333333 |
|
29 |
398,7 |
398 |
398,4 |
398,3666667 |
|
30 |
398,6 |
398 |
398,4 |
398,3333333 |
|
31 |
398,5 |
398 |
398,4 |
398,3 |
|
32 |
398,8 |
398,1 |
398,5 |
398,4666667 |
|
33 |
398,5 |
398 |
398,4 |
398,3 |
|
34 |
398,6 |
398 |
398,4 |
398,3333333 |
|
35 |
398,5 |
398 |
398,5 |
398,3333333 |
|
36 |
398,7 |
398,1 |
398,4 |
398,4 |
|
37 |
398,4 |
397,9 |
398,3 |
398,2 |
|
38 |
398,6 |
398 |
398,3 |
398,3 |
|
39 |
398,5 |
397,9 |
398,3 |
398,2333333 |
|
40 |
398,4 |
397,7 |
398,1 |
398,0666667 |
На рисунке 3.3 приведена диаграмма колебания линейных напряжений
Рисунок 3.3 – Диаграмма колебания линейного напряжения
Вычисляем значение усредненного напряжения Uy в вольтах как результат усреднения N наблюдений напряжений U(1)i или U1 (1)i по формуле:
Uy=
,
(3.2)
где Ui – значение напряжения U(1)i или U1 (1)i в i-ом наблюдении, В, кВ.
Усредненное напряжение Uy составляет 398,3233.
Вычисляем значение установившегося отклонения напряжения Uy в процентах по формуле:
Uy=
,
(3.3)
где Uном – номинальное междуфазное напряжение, В.
.
Установившееся отклонение напряжения составляет 4 %, что удовлетворяет нормам качества согласно ГОСТ 13109-97, т.к. значение установившегося отклонения напряжения Uy не должно превышать ±5 % от номинального напряжения электрической сети.
Несимметрия напряжений
Измерение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U для междуфазных напряжений осуществляют следующим образом. Для каждого i-го наблюдения измеряют одновременно действующие значения междуфазных напряжений по основной частоте UAB(1)i, UBC(1)i, UCA(1)i в вольтах, киловольтах.
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К2Ui в процентах как результат i-го наблюдения можно определять по формуле:
K2Ui=
,
(3.4)
где U2(1)i – действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-ом наблюдении, В, кВ;
Uном.мф — номинальное значение междуфазного напряжения, В, кВ.
Действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты U2(1)i можно определить согласно формулы:
U2(1)i=
(3.5)
Также значение напряжение обратной последовательности можно определить согласно выражению:
U2(1)i=0,62(Uнб(1)i– Uнм(1)i), (3.6)
где Uнб(1)i, Uнм(1)i – наибольшее и наименьшее действующие значения из трех междуфазных напряжений основной частоты в i-ом наблюдении, В, кВ.
Значение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности К2U в процентах как результат усреднения N наблюдений К2Ui определяется по формуле:
K2U=
.
(3.7)
В таблице 3.10 приведены значения замеренных междуфазных напряжений, рассчитанные значения напряжений обратной последовательности основной частоты, а также коэффициенты несимметрии напряжений по обратной последовательности.
Таблица 3.10. - Значения замеренных междуфазных напряжений, рассчитанные значения напряжений обратной последовательности основной частоты, а также коэффициенты несимметрии напряжений по обратной последовательности
|
№ п/п |
U12 |
U23 |
U31 |
U2(1) |
k2Ui |
|
1 |
398,6 |
398,1 |
398,5 |
0,31 |
0,081579 |
|
2 |
398,7 |
398 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
3 |
398,7 |
398,1 |
398,5 |
0,372 |
0,097895 |
|
4 |
398,7 |
398 |
398,5 |
0,434 |
0,114211 |
|
5 |
398,7 |
398,1 |
398,5 |
0,372 |
0,097895 |
|
6 |
398,8 |
398,1 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
7 |
398,6 |
398,1 |
398,5 |
0,31 |
0,081579 |
|
8 |
398,6 |
398 |
398,3 |
0,372 |
0,097895 |
|
9 |
398,5 |
398 |
398,4 |
0,31 |
0,081579 |
|
10 |
398,6 |
398 |
398,3 |
0,372 |
0,097895 |
|
11 |
398,4 |
397,9 |
398,3 |
0,31 |
0,081579 |
|
12 |
398,5 |
397,9 |
398,2 |
0,372 |
0,097895 |
|
13 |
398,6 |
398 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
14 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
15 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
16 |
398,5 |
397,9 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
Продолжение таблицы 3.10
|
№ п/п |
U12 |
U23 |
U31 |
U2(1) |
k2Ui |
|
17 |
398,6 |
398 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
18 |
398,5 |
397,9 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
19 |
398,7 |
398 |
398,5 |
0,434 |
0,114211 |
|
20 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
21 |
398,6 |
398 |
398,5 |
0,372 |
0,097895 |
|
22 |
398,6 |
398 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
23 |
398,4 |
397,9 |
398,2 |
0,31 |
0,081579 |
|
24 |
398,6 |
397,9 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
25 |
398,6 |
398 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
26 |
398,7 |
398 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
27 |
398,7 |
398,1 |
398,5 |
0,372 |
0,097895 |
|
28 |
398,6 |
398 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
29 |
398,7 |
398 |
398,4 |
0,434 |
0,114211 |
|
30 |
398,6 |
398 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
31 |
398,5 |
398 |
398,4 |
0,31 |
0,081579 |
|
32 |
398,8 |
398,1 |
398,5 |
0,434 |
0,114211 |
|
33 |
398,5 |
398 |
398,4 |
0,31 |
0,081579 |
|
34 |
398,6 |
398 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
35 |
398,5 |
398 |
398,5 |
0,31 |
0,081579 |
|
36 |
398,7 |
398,1 |
398,4 |
0,372 |
0,097895 |
|
37 |
398,4 |
397,9 |
398,3 |
0,31 |
0,081579 |
|
38 |
398,6 |
398 |
398,3 |
0,372 |
0,097895 |
|
39 |
398,5 |
397,9 |
398,3 |
0,372 |
0,097895 |
|
40 |
398,4 |
397,7 |
398,1 |
0,434 |
0,114211 |
Значение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности К2U в процентах как результат усреднения N наблюдений К2Ui будет равным 0,099 %. Это значение удовлетворяет нормам качества электрической энергии согласно ГОСТ 13109-97, т.к. это значение не должно превышать 2 %.
Измерение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0Ui проводилось следующим образом.
Для каждого i-го наблюдения измерялись одновременно действующие значения трех междуфазных и двух фазных напряжений основной частоты UAB(1)i, UBC(l)i, UCA(1)i, UA(1)i, UB(1)i, в вольтах, киловольтах.
Определяют действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты U0(1)i в i-ом наблюдении по формуле:
U0(1)i=
.
(3.8)
Также значение напряжение нулевой последовательности можно определить согласно выражению:
U0(1)i = 0,62 (Uнб. ф (1)i – Uнм. ф(1)i), (3.9)
где Uнб. ф (1)i, Uнм. ф(1)i – наибольшее и наименьшее из трех действующих значений фазных напряжений основной частоты в i-ом наблюдении, В, кВ.
Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности K0Ui в процентах как результат i-го наблюдения можно определять по формуле:
K0Ui
=
,
(3.10)
где Uном.ф – номинальное значение фазного напряжения, В, кВ.
Значение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0U в процентах как результат усреднения N наблюдений K0Ui можно определять по формуле:
K0U
=
.
(3.11)
В таблице 3.10 приведены значения замеренных фазных напряжений, рассчитанные значения напряжений нулевой последовательности, а также коэффициенты несимметрии напряжений по нулевой последовательности
Значение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0U в процентах как результат усреднения N наблюдений К0Ui будет равным 0, 034%. Это значение удовлетворяет нормам качества электрической энергии согласно ГОСТ 13109-97, т.к. значение несимметрии напряжений по нулевой последовательности не должно превышать 2 %.
Несинусоидальность напряжения
Измерение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения КU осуществляют для междуфазных (фазных) напряжений.
Нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения в точках общего присоединения к электрическим сетям с разным номинальным напряжением приведены в таблице 3.11.
Таблица 3.11 -. Значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения
|
Нормально допустимое значение при Uном, кВ |
Предельно допустимое значение при Uном, кВ | |||||||
|
0,38 |
6-20 |
35 |
110-330 |
0,38 |
6-20 |
35 |
110-330 | |
|
8,0 |
5,0 |
4,0 |
2,0 |
12,0 |
8,0 |
6,0 |
3,0 | |
Значение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения КU в процентах как результат усреднения N наблюдений КUi определяется по формуле:
KU=
.
(3.12)
В таблице 3.12 приведены значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения КU .
Таблица 3.12 - Значения коэффициентов искажения
|
№ п/п |
KU1 |
KU2 |
KU3 |
|
1 |
1,048947368 |
1,047631579 |
1,048684211 |
|
2 |
1,049210526 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
3 |
1,049210526 |
1,047631579 |
1,048684211 |
|
4 |
1,049210526 |
1,047368421 |
1,048684211 |
|
5 |
1,049210526 |
1,047631579 |
1,048684211 |
|
6 |
1,049473684 |
1,047631579 |
1,048421053 |
|
7 |
1,048947368 |
1,047631579 |
1,048684211 |
|
8 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048157895 |
|
9 |
1,048684211 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
10 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048157895 |
|
11 |
1,048421053 |
1,047105263 |
1,048157895 |
|
12 |
1,048684211 |
1,047105263 |
1,047894737 |
|
13 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
14 |
1,048947368 |
1,047105263 |
1,048421053 |
|
15 |
1,048947368 |
1,047105263 |
1,048421053 |
Продолжение таблицы 3.12
|
№ п/п |
KU1 |
KU2 |
KU3 |
|
16 |
1,048684211 |
1,047105263 |
1,048421053 |
|
17 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
18 |
1,048684211 |
1,047105263 |
1,048421053 |
|
19 |
1,049210526 |
1,047368421 |
1,048684211 |
|
20 |
1,048947368 |
1,047105263 |
1,048421053 |
|
21 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048684211 |
|
22 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
23 |
1,048421053 |
1,047105263 |
1,047894737 |
|
24 |
1,048947368 |
1,047105263 |
1,048421053 |
|
25 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
26 |
1,049210526 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
27 |
1,049210526 |
1,047631579 |
1,048684211 |
|
28 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
29 |
1,049210526 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
30 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
31 |
1,048684211 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
32 |
1,049473684 |
1,047631579 |
1,048684211 |
|
33 |
1,048684211 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
34 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048421053 |
|
35 |
1,048684211 |
1,047368421 |
1,048684211 |
|
36 |
1,049210526 |
1,047631579 |
1,048421053 |
|
37 |
1,048421053 |
1,047105263 |
1,048157895 |
|
38 |
1,048947368 |
1,047368421 |
1,048157895 |
|
39 |
1,048684211 |
1,047105263 |
1,048157895 |
|
40 |
1,048421053 |
1,046578947 |
1,047631579 |
Согласно данных таблицы 3.12 коэффициент искажения синусоидальности составляет 1,05 ; 1,047 и 1,048, что удовлетворяет нормам качества согласно ГОСТ 13109-97, т.к. значение коэффициента искажения синусоидальности согласно таблицы 4.89 не должно превышать 8,0.
Отклонение частоты
Для каждого i-го наблюдения за установленный период времени были измерены действительные значения частоты fi в герцах.
Значения частоты приведены в таблице 3.13.
Таблица 3.13. Измеренные значения частоты
|
№ п.п |
Частота |
№ п.п |
Частота | ||||
|
|
1 |
50,01 |
21 |
50 | |||
|
|
|
50 |
22 |
49,99 | |||
|
|
|
50,01 |
23 |
50,01 | |||
|
|
|
50 |
24 |
50,02 | |||
|
|
|
50,01 |
25 |
50,02 | |||
|
|
|
50 |
26 |
49,97 | |||
|
|
|
50 |
27 |
49,97 | |||
|
|
|
49,99 |
28 |
49,96 | |||
|
|
|
49,99 |
29 |
49,96 | |||
|
|
|
50 |
30 |
49,96 | |||
|
|
|
49,99 |
31 |
49,97 | |||
|
|
|
49,98 |
32 |
49,98 | |||
|
|
|
49,99 |
33 |
49,97 | |||
|
|
|
49,98 |
34 |
49,98 | |||
|
|
|
49,99 |
35 |
49,99 | |||
|
|
|
49,98 |
36 |
49,99 | |||
|
|
|
49,99 |
37 |
49,97 | |||
|
|
|
50 |
38 |
49,96 | |||
|
|
|
49,99 |
39 |
49,99 | |||
|
|
|
49,99 |
40 |
49,98 | |||
Вычисляем усредненное значение частоты fy в герцах как результат усреднения N наблюдений fi по формуле:
fy
=
.
(3.13)
Усредненное значение частоты будет составлять 49,98 Гц.
Вычисляют значение отклонения частоты f в герцах по формуле:
f = fy - fном, (3.14)
где fном — номинальное значение частоты, Гц.
Отклонение частоты 0,012 Гц , что удовлетворяет нормам качества электрической энергии согласно ГОСТ 13109-97, т.к. значение отклонения частоты f не должно превышать 0,4 Гц от номинального значения частоты электрической сети.
Вывод: Практически все рассчитанные показатели качества электрической энергии удовлетворяют нормам качества электрической энергии согласно ГОСТ 13109-97 “Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения”. Исключением являются: установившееся отклонение напряжения потребителя МЕ-231, отклонение частоты МЕ-231, установившееся отклонение напряжения потребителя Вагнер 4, установившееся отклонение напряжения потребителя Пресс рубка №3.
Обследование котельного оборудования
Проверка наличия режимных карт, их своевременного обновления и соответствия нормативным характеристикам
Режимная карта подлежит замене и корректировке в следующих случаях:
переход на сжигание топлива с другими техническими характеристиками;
замены горелочных устройств на другой типоразмер;
изменения сечений воздуховодов и газоходов.
В режимных картах внесены следующие параметры: давление и температура перегретого пара, температура питательной воды, тонкость помола на сите R-90, коэффициент избытка воздуха и содержание кислорода за п/п, температура уходящих газов, потери тепла с уходящими газами и с мех. недожогом, КПД котла брутто и др.
В таблице 3.14 приведены годовые значения технико-экономических показателей режимов работы котлоагрегатов согласно формы 3-ТЕХ.
Таблица 3.14 – Значение технико-экономических показателей режимов работы котлоагрегатов ЦКТИ-75-39 № 7-10 согласно формы 3-ТЕХ
|
Показатели |
Ед. измер. |
Котел № 7 |
Котел № 8 |
Котел № 9 |
Котел № 10 |
Норма (согласно режимных карт) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
11 |
|
Давление перегретого пара |
ата |
29 |
29 |
25 |
30 |
32 |
|
Температура перегретого пара |
°С |
410 |
403 |
405 |
403 |
410 |
|
Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем |
|
1,4 |
1,42 |
1,36 |
1,38 |
1,27-1,5 |
|
КПД брутто |
% |
89,1 |
89,02 |
88,8 |
88,02 |
88,5-89,6 |
Таблица 3.15 – Значение технико-экономических показателей режимов работы котлоагрегатов БКЗ-320-140 № 11-14 согласно формы 3-ТЕХ
|
Показатели |
Ед. измер. |
Котел № 11 |
Котел № 12 |
Котел № 13 |
Котел № 14 |
Норма (согласно режимных карт) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
11 |
|
Давление перегретого пара |
ата |
133 |
129 |
131 |
134 |
140 |
|
Температура перегретого пара |
°С |
551 |
546 |
551 |
551 |
555 |
|
Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем. |
|
1,36 |
1,38 |
1,4 |
1,39 |
1,27-1,5 |
|
КПД брутто |
% |
91,9 |
91,95 |
91,35 |
91,19 |
92,46-93,08 |
Таблица 3.16 – Значение технико-экономических показателей режимов работы котлоагрегата Е-500 № 15 согласно формы 3-ТЕХ
|
Показатели |
Ед. измер. |
Котел № 15 |
Норма (согласно режимных карт) |
|
1 |
2 |
3 |
11 |
|
Давление перегретого пара |
ата |
136 |
137-140 |
|
Температура перегретого пара |
°С |
551 |
555 |
|
Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем |
|
1,41 |
1,2-1,35 |
|
КПД брутто |
% |
91,78 |
91,15-91,9 |
Согласно данных таблиц 3.14,3.15,3.16 можно сделать выводы о том, что КПД брутто КА №10, №11-14 не соответствует режимной карте, это связано с высокими теплопотерями через обмуровку.
Оценка контроля за присосами воздуха в топочную камеру и газоходы
Контроль за присосами воздуха ведется режимной группой ТЭЦ. Замеры присосов осуществляются 1 раз в месяц согласно ПТЭ.
Таблица 3.17 – Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем котлоагрегатов ТЭЦ помесячно за 2014 год
|
Месяц |
№ котла | ||||||||
|
№ 7 |
№ 8 |
№ 9 |
№ 10 |
№ 11 |
№ 12 |
№ 13 |
№ 14 |
№ 15 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Январь |
1,41 |
1,32 |
1,38 |
1,43 |
1,39 |
1,32 |
1,58 |
1,38 |
1,45 |
|
Февраль |
1,38 |
1,28 |
1,37 |
1,38 |
1,4 |
1,33 |
1,46 |
1,37 |
1,31 |
|
Март |
1,38 |
1,3 |
1,38 |
1,36 |
1,45 |
1,35 |
1,41 |
1,35 |
1,36 |
|
Апрель |
1,36 |
1,4 |
1,4 |
1,39 |
1,47 |
1,45 |
- |
1,46 |
1,49 |
|
Май |
- |
1,61 |
- |
- |
1,33 |
1,44 |
1,55 |
- |
- |
|
Июнь |
1,41 |
1,44 |
- |
- |
- |
1,42 |
1,45 |
- |
- |
|
Июль |
1,55 |
1,45 |
- |
|
- |
1,43 |
1,36 |
- |
- |
|
Август |
1,41 |
1,46 |
1,31 |
1,34 |
1,29 |
1,42 |
1,32 |
1,5 |
- |
|
Сентябрь |
1,42 |
1,46 |
- |
- |
1,32 |
|
1,34 |
1,54 |
1,39 |
|
Октябрь |
1,33 |
1,48 |
1,33 |
- |
1,38 |
1,91 |
1,4 |
1,39 |
1,47 |
|
Ноябрь |
1,3 |
1,48 |
1,32 |
1,4 |
1,34 |
1,39 |
1,36 |
1,32 |
1,42 |
|
Декабрь |
1,43 |
1,46 |
1,33 |
1,34 |
1,29 |
1,35 |
1,35 |
1,37 |
1,49 |
|
Год |
1,4 |
1,42 |
1,36 |
1,38 |
1,36 |
1,38 |
1,4 |
1,39 |
1,41 |
Общее годовое значение коэффициента избытка воздуха за пароперегревателем удовлетворяет нормативному значению
Оценка количества и причин неплановых пусков котлов, сопоставление фактических затрат топлива, тепла и электроэнергии на пуски с их нормативными значениями
В таблице 3.18 приведены данные о количестве растопок котлов ТЭЦ.
Таблица 3.18– Число растопок/в т.ч. внеплановых котлов ТЭЦ за 2014 год
|
Котлоагрегат |
Число растопок/в т.ч. внеплановых |
|
Котлоагрегат № 7 |
14/3 |
|
Котлоагрегат № 8 |
25/1 |
|
Котлоагрегат № 9 |
27/1 |
|
Котлоагрегат № 10 |
11/0 |
|
Котлоагрегат № 11 |
4/0 |
|
Котлоагрегат № 12 |
8/0 |
|
Котлоагрегат № 13 |
8/0 |
|
Котлоагрегат № 14 |
17/1 |
|
Котлоагрегат № 15 |
12/0 |
|
Фактическое значение по всем к/а |
126/6 |
Анализ фактических присосов
Годовые значения присосов воздуха на тракте “котел-дымосос” по котлоагрегатам приведены в таблице 3.19.
Таблица 3.19– Значения присосов воздуха на тракте “котел-дымосос” по котлоагрегатам ТЭЦ за 2014 год
|
Котлоагрегат |
Значение присосов |
|
Котлоагрегат № 7 |
0,14 |
|
Котлоагрегат № 8 |
0,13 |
|
Котлоагрегат № 9 |
0,14 |
|
Котлоагрегат № 10 |
0,14 |
|
Котлоагрегат № 11 |
0,15 |
|
Котлоагрегат № 12 |
0,14 |
|
Котлоагрегат № 13 |
0,15 |
|
Котлоагрегат № 14 |
0,15 |
|
Котлоагрегат № 15 |
0,14 |
|
Фактическое значение по всем к/а |
0,13 |
|
Норма |
0,15 |
Значения присосов соответствуют нормативному значению.
Анализ температуры уходящих газов
Годовые значения температуры уходящих газов за котлоагрегатами приведены в таблице 3.20
Таблица 3.20– Значения температуры уходящих газов за котлоагрегатами за 2014 год
|
Котлоагрегат |
Температура уходящих газов, °С |
Норма |
|
Котлоагрегат № 7 |
169 |
170-190 |
|
Котлоагрегат № 8 |
176 |
170-190 |
|
Котлоагрегат № 9 |
184 |
170-190 |
|
Котлоагрегат № 10 |
187 |
170-190 |
|
Котлоагрегат № 11 |
158 |
154-157 |
|
Котлоагрегат № 12 |
160 |
156-159 |
|
Котлоагрегат № 13 |
166 |
155-159 |
|
Котлоагрегат № 14 |
166 |
156-165 |
|
Котлоагрегат № 15 |
148 |
145-155 |
Годовые значения температуры уходящих газов за котлоагрегатами удовлетворяют нормативным значениям за исключением котла № 13. Необходимо отметить, что температура уходящих газов за котлоагрегатом № 13 на протяжении всего года высокая и превышает температуру, указанную в режимной карте.
Температура уходящих газов увеличена за счет неудовлетворительной работы воздухоподогревателей вследствие большого золового заноса конвективных поверхностей нагрева и газового тракта котлов.
Низкий теплосъем на воздухоподогревателях из-за недостаточной тяги дымососов вследствие больших присосов холодного воздуха так же является фактором повышения температуры уходящих газов.
На рисунке 3.4 приведены данные температуры уходящих газов и КПД котлоагрегатов.
Рисунок 3.4– Данные температуры уходящих газов за котлами и КПД котлов УКТЭЦ
КПД “брутто” котлоагрегата №13 не соответствует норме из-за высокой температуры уходящих газов Для повышения КПД котлов дальнейшие мероприятия могут быть направленны на снижение температуры уходящих газов за котлоагрегатом.
Анализ расхода электроэнергии на механизмы собственных нужд
В таблице 3.21 приведены данные по расходу электрической энергии на пылеприготовление, тягу и дутье котлоагрегатов среднего (№ 7,8,9,10) и высокого (11-15) котлоагрегатов
Таблица 3.21– Данные по расходу электрической энергии на пылеприготовление, тягу и дутье котлоагрегатов среднего и высокого давления за 2014 год
|
КА |
ЭЭ пылеприготовление |
ЭЭ на питательные насосы |
ЭЭ на дутье и тягу | |||
|
|
Норма |
Факт |
Норма |
Факт |
Норма |
Факт |
|
Среднее давление |
30,42 |
35,6 |
4,29 |
4
|
7,24 |
7,59 |
|
Высокое давление |
28,44 |
28,37 |
7,42 |
8,6 |
4,67 |
5,4 |
Рисунок 3.5 – Удельный расход э/э на собственные нужды за 2014 год
В зависимости от нагрузки котлов среднего давления удельный расход электроэнергии на тягу и дутье составил 7,59 кВт∙ч/Гкал, что превышает норму (7,24 кВт∙ч/Гкал) на 0,35 кВт∙ч/Гкал; на пылеприготовление – 35,6 кВт∙ч/Гкал, превышение нормы на 5,18 кВт∙ч/Гкал. Расход э/э на питательные насосы не превышает нормы. Расход электрической энергии на тягу, дутье и пылеприготовление превышает норму, поэтому, необходимо снижать энергию на собственные нужды.
Удельный расход электроэнергии котлов высокого давления на пылеприготовление не превысил норму; на тягу и дутье превысил на 0,73 кВт∙ч/Гкал; на питательные насосы превышение на 1,18 кВт∙ч/Гкал.
Расход электроэнергии на собственные нужды всех котлоагрегатов составил 5,68 % при норме 5,1 %.
Анализ расхода тепла на собственные нужды и потерь тепла через обмуровку котла
В таблице 3.22 приведены данные по расходу тепла на собственные нужды котельного цеха.
Таблица 3.22– Расход тепла на собственные нужды
|
Месяц |
Расход тепла на СН, % |
Норма, % |
|
1 |
2 |
3 |
|
Январь |
2,41 |
2,2 |
|
Февраль |
2,86 |
2,2 |
|
Март |
1,68 |
2,0 |
|
Апрель |
1,13 |
1,7 |
|
Май |
1,63 |
1,4 |
|
Июнь |
0,9 |
1,4 |
|
Июль |
0,93 |
1,6 |
|
Август |
0,93 |
1,4 |
|
Сентябрь |
0,71 |
1,1 |
|
Октябрь |
1,23 |
1,9 |
|
Ноябрь |
1,87 |
2,0 |
|
Декабрь |
2,3 |
2,1 |
|
Год |
1,76 |
1,81 |
Годовое значение расхода тепла на собственные нужды не превышает норму.
При инструментальном обследовании котельного цеха также была проведена тепловизионная съемка обмуровки котла № 14, изоляции вспомогательного оборудования и трубопроводов.
Согласно «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25 °С температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45 °С. В нашем случае, температура наружной обмуровки по всей высоте котла должна быть в пределах 45±20 °С. В местах с повышенной температурой нагрева (например, в местах зажигания факела) изоляция должна иметь больший шар или быть более термостойкой.
По результатам тепловизионного обследования котлоагрегата № 14 можно сделать следующие выводы: температура на поверхности обмуровки в основном составляет 80‑100 °С.
По всей высоте котла встречаются зоны обмуровки, где температура достигает 110‑140 °С. Это зоны, где произошла поврежденность поверхности обмуровки и видны места локальных нагревов (рисунок 3.6).
Рисунок 3.6– Тепловизионная съемка котла № 14
По результатам тепловизионной съемки обмуровку котла можно считать неудовлетворительной.Согласно ПТЭ п. 587, тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха 25 °С должна быть не более 45 °С.
По данным тепловизионной съемки температура поверхности трубопроводов составляет 80-100 °С. Встречаются значительные участки с поврежденной изоляцией. Оголенных участков без изоляции во время проведения обследования не обнаружено.
Также необходимо ответить то, что вертикальные части корпусов задвижек не изолированы. Температура на арматуре составляет не менее 150 °С.
На рисунке 1.5 приведена тепловизионная съемка части паропровода ПВ-1.
Рисунок 3.7– Тепловизионная съемка части паропровода ПВ-1
Обследование турбинного оборудования
Анализ выдерживания основных параметров по турбинам (свежего пара, пара отборов, питательной воды, вакуума и т.д.) в сравнении с нормативным уровнем
Таблица 3.23– Значения показателей основных параметров турбин за 2014 год
|
Показатель |
Ед. изм. |
Р-3,5 |
Р-8 |
Р-8 |
Р-25 |
Р-38 |
Т-50 |
Т-100 |
|
№ 4 |
№ 6 |
№ 7 |
№ 8 |
№ 9 |
№ 10 |
№ 11 | ||
|
Выработка электроэнергии |
тыс. Квт*ч |
12402,6 |
36820,4 |
45531,7 |
117281,6 |
116029,3 |
386717,7 |
641787,8 |
|
Число часов работы |
ч |
4223 |
5533 |
7328 |
6621 |
3867 |
7917 |
5868 |
|
Давление свежего пара у турбины |
ата |
26,1 |
25,7 |
25,4 |
25,7 |
127,4 |
- |
- |
|
Температура свежего пара у турбины |
град |
390 |
391 |
395 |
389 |
549 |
- |
- |
|
Вакуум |
% |
- |
- |
- |
- |
- |
0,92 |
0,91 |
|
Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор |
град |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора |
град |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Температура питательной воды |
град |
- |
- |
- |
- |
- |
220 |
222 |
Согласно таблицы 3.23 основные параметры турбины соответствуют установленным (нормативным) значениям, за исключением вакуума и температуры питательной воды (норма 230 °С). Значение вакуума не соответствует норме из-за загрязнения трубной системы конденсатора. Температура питательной воды ниже нормы также по причине загрязнения трубок или из-за «заглушек» в трубках ПВД.
Оценка по температурному напору состояния конденсатора, подогревателей высокого и низкого давления системы регенерации турбин
В таблице приведены годовые показатели температурного напора и вакуума в конденсаторе, и их сравнение с нормативными значениями.
Таблица 3.24– Значения показателей температурного напора и вакуума в конденсаторе турбин (по результатам единичного замера)
|
Показатель |
Ед. изм. |
ТА-10 |
ТА-11 |
|
№ 1 |
№ 2 | ||
|
Температурный напор в конденсаторе |
град |
16 |
15 |
|
Вакуум |
кгс/см2 |
-0,91 |
-0,95 |
На рисунке 3.8 приведены параметры работы конденсационных установок турбоагрегатов.
Рисунок 3.8– Показатели работы конденсационных установок турбоагрегатов
Значения вакуума по всем турбинам ниже нормативного. Температурный напор по всем турбинам превышает норматив 7-12 °С.
В таблице 3.25 приведены данные температурного напора подогревателей турбины №11
Таблица 3.25– Значения температурного напора подогревателей турбины №11
|
Показатель |
Ед. изм. |
Подогреватель | ||||||
|
Температурный напор в подогревателе |
°С |
ПНД-1 |
ПНД-2 |
ПНД-3 |
ПНД-4 |
ПВД-5 |
ПВД-6 |
ПВД-7 |
|
8 |
7 |
7 |
7 |
9 |
6 |
9 | ||
В ПНД-1, а также во всех ПВД наблюдается отклонение от нормативных значений. Это связано с загрязнениями в трубках подогревателей. Для нормализации значений рекомендуется чистка трубок.
Оценка эффективности работы подогревателей высокого давления
На ТЭЦ постоянно и целенаправленно проводится контроль за работой подогревателей.
Во время проведения энергоаудита замеры параметров подогревателей высокого и низкого давления не проводились.
Проверка соблюдения периодичности проведения режимно-наладочных испытаний турбины и выполнения мероприятий по их результатам
На ТЭЦ проводятся тепловые испытания турбин до и после ремонтов. Результаты оформляются соответствующим отчетом, в котором приводится сравнения показателей работы турбины до и после ремонтов. По результатам тепловых испытаний проводят оценку состояния проточной части, оценку работы конденсатора, сравнивают присос в вакуумную систему, удельный расход пара на выработку электрической мощности и т.д.