ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ТЭЦ

На основании анализа представленной статистической отчетности, изучения технической документации, представленной руководством ООО «Ижора-Энергосбыт», действующих рыночных цен, результатов проведенных по согласованной программе балансовых испытаний и расчетов, можно сделать следующие выводы.

А) По работе и эксплуатации теплотехнического оборудования.

1) В среднем до 67 — 71% потребляемого ТЭЦ условного топлива сжигается на энергетических котлах для выработки перегретого пара и до 33 — 29%- топливопотребления приходится на пиковые водогрейные котлы для подогрева сетевой воды в отопительный период, в том числе доля ВК-1 может составлять 11 — 6%, а доля ВК-2  до 22 — 23%.

Доля мазута  в потреблении топлива ТЭЦ незначительна (1- 1,3%). При этом мазут сжигается на менее изношенных котлоагрегатах – на энергетических паровых котлах №3 и №4 и на водогрейных котлах ВК-2. Доля сожженного в паровых котлах мазута составляет до 77,4 – 87,4%, соответственно на водогрейную часть приходится  до 22,6 — 12,6%. На ВК-1 мазут не подается  из-за отсутствия устройства очистки поверхностей нагрева и износа оборудования.

Динамика изменения расхода топлива соответствует динамике изменения количества вырабатываемой ТЭЦ тепловой энергии.

2) Расчет выработки тепловой энергии и собственных нужд ТЭЦ производится на основе методики, подписанной начальником ПТО ТЭЦ (Приложение 15). В расчете  были устранены основные неточности выявленные при проведении энергетического обследования ТЭЦ в 2001 г.

Учет выработанной электроэнергии на ТЭЦ ведется по показаниям электросчетчиков коммерческого учета. Выработка электроэнергии зависит в основном от нескольких параметров: от потребности в технологическом паре, от количества и температуры воды, поступающей на охлаждение конденсатора турбины, от плановых показателей выработки электроэнергии. Планируемая годовая выработка электроэнергии на «период регулирования» составляет 113000 МВтч.

3) Установленная тепловая мощность ТЭЦ согласно данным заводов изготовителей составляет 944 Гкал/час. В настоящее время фактическая тепловая мощность ТЭЦ по режимным картам составляет 891 Гкал/ч (паровые котлы – 299 Гкал/ч, водогрейные котлы – 592 Гкал/ч). Подключенная нагрузка к ТЭЦ составляет в «базовый период» составляла 837 Гкал/ч. На «период регулирования» подключенная нагрузка снизилась и составляет 656,3 Гкал/ч. Годовые показатели использования располагаемой тепловой мощности за период 2001 – 2003 годов  отражают общее как для паровой так и для водогрейной части снижение использования располагаемой тепловой мощности ТЭЦ.  Годовые коэффициенты использования располагаемой тепловой мощности ТЭЦ в целом составили в 2001 году 0,249, в 2002 году – 0,242 и в 2003 году 0,244. Данные 2002 года не являются показательными так как в том году паротурбогенератор был выведен из эксплуатации в ремонт почти на 5 месяцев. Относительное снижение использования располагаемых тепловых мощностей ТЭЦ в «базовый» период (2003 год) к уровню 2001 года  составило:

— в 2003 году – по паровым котлам на 7,9%, по водогрейным котлам  на  25,7%.

— в целом по ТЭЦ  на 2,15%.

Учитывая, что отпуск тепловой энергии на отопление и ГВС г. Колпино производится строго по температурному графику задаваемому диспетчером ЗАО «Лентеплоснаб», явно наметилось снижение фактических нагрузок ТЭЦ в ОАО «Ижорские заводы». Это обусловлено уменьшением объемов выпуска продукции в ОАО «Ижорские заводы».

Установленная мощность турбины типа АП 25-2 ЛМЗ составляет 25 МВт. В настоящее время турбоагрегат работает в теплофикационном режиме с ухудшенными параметрами вакуума. Фактическая располагаемая мощность турбины составляет 21 МВт. В отопительный период коэффициент использования располагаемой электрической мощности турбогенератора составляет от 0,75 до 0,96,. в межотопительный период выработка электроэнергии снижается до 0,22-0,37. Среднегодовое использование располагаемой электрической мощности ТЭЦ в «базовый период» составило 0,63.

4) На ТЭЦ отсутствуют таблицы распределения нагрузки. Нагрузка между  работающими котельными агрегатами распределяется интуитивно, без учета индивидуальных характеристик отдельных котлов. При этом возможно некоторое снижение средневзвешенного КПД котлоагрегатов и, как следствие, перерасход топлива на выработку тепловой энергии.

5) В анализируемый промежуток времени отпуск тепловой энергии в виде горячей воды на отопление осуществляется строго по температурному графику, задаваемому для г. Колпино диспетчером ЗАО «Лентеплоснаб», для остальных потребителей – диспетчером завода. Проведенный анализ отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ на основе данных журнала коммерческого учета отпуска энергоресурсов показал, что отклонений от требуемых (по заданию диспетчеров) температурных графиков отмечено не было.

На цеха завода (сторонние абоненты и ОАО «Ижорские заводы) отпуск тепловой энергии на отопление и вентиляцию осуществляется (ориентировочно) по температурному графику 105/70. Этот температурный график не является утвержденным. По объяснениям администрации данный температурный график является вынужденным, т.к. внутренние системы отопления и вентиляции большинства производственных помещений находятся в неудовлетворительном состоянии и обратная сетевая вода из цехов завода возвращается на ТЭЦ с завышенной температурой, что является неблагоприятным фактором для работы паровой турбины.

Пар на технологию отпускается в объемах и с параметрами, задаваемыми цехами завода и сторонними потребителями. Заявки на пар поступают диспетчеру предприятия, который отдает распоряжение руководству ТЭЦ на отпуск пара. Отклонений параметров пара от требуемых величин отмечено не было.

6) Анализируя данные за 2003 год из вахтенного журналы химлаборатории ТЭЦ представленные в таблице 6.1, можно сделать вывод, что качество воды в магистрали иногда не соответствует нормативным показателям по содержанию железа в зимние месяцы, что связано большим количеством трубопроводов, имеющих большой срок эксплуатации в сетях абонентов и во внутренних системах отопления. Для снижения содержания железа в сетевой воде на заводе установлены магнитные шламоуловители на входе обратной сетевой воды на ТЭЦ. Также прямая сетевая вода имеет повышенную цветность. Однако за качество сетевой воды должна отвечать и организация, эксплуатирующая тепловые сети. По правилам ПТЭ 4.12.12 «Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна организовать постоянные контроль за качеством обратной сетевой воды и выявлять абонентов, ухудшающих качество сетевой воды».

Применяемая для подпитки техническая вода имеет повышенную цветность (15 градусов) и повышенное содержание железа (0,34 мг/л), поэтому рекомендуется рассмотреть вопрос об организации подпитки тепловой сети только водой питьевого качества.

Технологический процесс, оборудование и химводоподготовки не отвечает современным требованиям и уровню развития технологии водоподготовки, что обусловлено объективными фактороми – проектом и сроком службы оборудования ХВО ТЭЦ более 50-ти лет.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector