Энергетическое обследование Тобольской ТЭЦ
Общие сведения:
Энергетическое обследование Тобольской ТЭЦ (далее по тексту - ТТЭЦ) выполнено в соответствии с требованиями:
-
Типовой программы проведения энергетических обследований тепловых электрических станций и районных котельных акционерных обществ энергетики и электрификации России (РД 153-34.1-09.163-00);
-
Программы проведения энергетического обследования Тобольской ТЭЦ ОАО «Тюменьэнерго», утвержденной главным инженером ТТЭЦ.
Проведенное энергетическое обследование ТТЭЦ являлось первичным и имело своей целью оценку энергетической эффективности процесса производства электрической и тепловой энергии, в том числе потребления на собственные нужды, определение энергосберегающего потенциала, разработку и обоснование мероприятий, направленных на повышение эффективности использования топлива, электрической и тепловой энергии.
Задачами энергетического обследования являлись:
-
выявление непроизводительных и нерациональных расходов топлива и энергии;
-
определение фактических показателей энергоэффективности электростанции и сравнение их с нормативными значениями, выявление и анализ причин их несоответствия;
-
определение обоснованных путей снижения расхода топлива и энергии, в том числе ниже действующих норм.
В объем энергетического обследования вошли ниже перечисленные работы:
-
анализ состава оборудования, особенностей тепловой и электрической схем;
-
оценка состояния технического учета и отчетности, нормирования показателей топливоиспользования;
-
анализ состояния и эффективности работы паровых турбин ст. №1 типа ПТ-135/165-130/15 УТМЗ, ст. №2 типа Т-175/210-130 УТМЗ, ст. №4 типа ПТ-140/165-130/15 УТМЗ;
-
выявление технического состояния теплообменников (подогревателей) поверхностного типа общестанционного назначения;
-
выявление технического состояния и условий эксплуатации конденсационных установок паровых турбин;
-
выявление технического состояния и условий эксплуатации системы регенерации паротурбинных установок;
-
выявление технического состояния и условий эксплуатации системы циркуляционного водоснабжения турбоагрегатов и циркуляционных насосов;
-
выявление технического состояния энергетических котлов ст. №№ 1-8 типа ТГМЕ-428, пиковых водогрейных котлов КВГМ-100-150 ст. №№ 1-3;
-
выявление технического состояния водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и производственных сточных вод;
-
обследование электрической части ТЭЦ;
-
разработка энергосберегающих мероприятий;
-
составление топливно-энергетического баланса электростанции;
-
разработка энергетического паспорта электростанции.
Обследование проводилось в период с 01.09.2003 г. по 30.05.2004 г.
Тобольская ТЭЦ предназначена для покрытия тепловых и электрических нагрузок Тобольского нефтехимического комплекса (ТНХК), который представляет собой комплекс производств по переработке широкой фракции лёгких углеводородов и является основным потребителем энергии, и жилищно-коммунального сектора г. Тобольска.
Однако, следует отметить, что из-за отказа от использования в технологии ТНХК пара 18 кгс/см2 от ТЭЦ и работы производств, входящих в состав комплекса, ниже проектной мощности, фактическая потребность в тепловой и электрической энергии оказалась ниже проектных величин, заложенных при проектировании и опережающем строительстве Тобольской ТЭЦ. По этой причине на ТЭЦ не был введён в эксплуатацию энергетический котёл ТГМЕ-428 ст.№ 9 и законсервирован турбоагрегат Р-100/107-130/18 ст. № 3 с исключением его из установленной мощности.
Исходя из вышеизложенного, по состоянию на 01.01.04 г. установленная электрическая мощность Тобольской ТЭЦ составляет 452 МВт, тепловая - 2414 Гкал/ч.
Тобольская ТЭЦ работает по диспетчерскому графику энергосистемы.
Выдача электрической мощности осуществляется на напряжении 110 и 10 кВ.
Система теплоснабжения открытая. Выдача тепла в горячей воде с ТЭЦ осуществляется по температурному графику 150/70 0С: на комплекс по выводу Ду = 700 мм, в город - по выводу Ду = 900 мм.
Выдача пара на комплекс осуществляется: острого (140 кгс/см2) - по 4-м трубопроводам (один в не рабочем состоянии) Ду = 300 мм, давлением 15 кгс/см2 - по 2-м трубопроводам Ду = 500 мм.
Коэффициент использования установленной мощности в 2003 г. составил: электрической - 54,1%, тепловой - 29,6%.
Тобольская ТЭЦ является крупным производителем электроэнергии и тепла, ее тепловая схема выполнена с поперечными связями. Существенная доля электроэнергии может вырабатываться по экономичному теплофикационному циклу. При этом базовые тепловые нагрузки покрываются за счет отборов турбин, а пиковые, доля которых незначительна - от водогрейных котлов.
Ввод энергетических котлов был осуществлён в 1983-1988 г.г., теплофикационных турбин в 1983-1986 гг., водогрейных котлов - в 1980-1984 гг.
Начатый монтаж котла ТГМЕ-428 (ст.№ 9) прекращен в начале девяностых годов в связи с отсутствием финансирования и снижением уровня тепло-электропотребления.
Анализ основных технико-экономических показателей за несколько отчетных периодов показывает, что станция незагружена, но работает стабильно. Коэффициент использования установленной электрической мощности составляет ~ 50% (снижение по сравнению с 2000 г. - 2,3%), тепловой - 23-25%. При этом отпуск тепловой энергии снизился по сравнению с 2000 г. на 8,7%, а выработка электроэнергии снизилась на 4,7%.
Анализ динамики удельных расходов топлива показывает снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии. Основное влияние на уровень удельных расходов топлива оказала структура выработки электроэнергии и отпуска тепла, а также техническое состояние оборудования. Изменение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии подтверждается изменением доли теплофикационной выработки, удельных расходов тепла на выработку электроэнергии, КПД котлов, расходов электроэнергии на СН на производство электроэнергии. Рост расходов электроэнергии на СН на отпуск тепла обусловлен ростом доли отпуска тепла с горячей водой. Изменение расхода тепла на выработку электроэнергии напрямую связано с колебаниями нагрузки турбин и изменениям тепловых нагрузок отборов.
В ближайшее время основное и вспомогательное оборудование не исчерпает свой парковый ресурс. За счёт своевременного проведения ремонтов, должного уровня эксплуатации и обслуживания, организованного в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, оборудование поддерживается в работоспособном состоянии с достаточно высокими показателями работы и сможет обеспечить несение подключённых к ТЭЦ нагрузок в течение ближайших 15 - 20 лет.
Однако, учитывая, что в ближайшей перспективе уровень тепловых нагрузок не претерпит значительных изменений, с целью снижения эксплуатационных затрат и улучшения технико-экономических показателей работы ТЭЦ часть оборудования, незадействованного в работе может быть выведена из работы (демонтирована). По предварительным проработкам к демонтажу может быть рекомендован один пиковый водогрейный котел КВГМ-100.
Технические средства технологического контроля и управления, предусмотренные проектом автоматизации ТТЭЦ, эксплуатирующиеся с 1983-1989 гг., близки к исчерпанию нормативных сроков эксплуатации. Контрольно-измерительные приборы по проекту давно сняты с производства, выпуск запчастей прекращён.
Предлагается внедрить на котлах и турбинах современные АСУТП, которые позволят решать не только задачи оперативного управления, но также задачи диагностирования состояния оборудования, рационализации экономических показателей работы оборудования, планирования ремонтно-восстановительных мероприятий.
Анализ состояния тепломеханического оборудования показал, что в основном, оно находится в удовлетворительном состоянии и его работоспособность поддерживается на необходимом уровне за счёт проведения своевременных ремонтов и организации эксплуатации в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Оборудование обеспечивает несение нагрузок, определённых диспетчерским графиком. Однако, как было указано выше, имеет место ограничение установленной электрической мощности из-за недостатка тепловых нагрузок турбоагрегатов (производственных отборов).
Паровые энергетические котлы обеспечивают производство пара требуемых параметров и в необходимом объеме.
Основное и вспомогательное оборудование котельных установок находится в работоспособном техническом состоянии. За его состоянием осуществляется контроль: производится сравнительный анализ технико-экономических показателей, выполняется регулярная проверка состояния и работоспособности оборудования и его отдельных узлов согласно утвержденному графику, контролируются температуры металла труб ступеней пароперегревателей острого пара, а также температуры металла экранных труб топки, производится визуальный и инструментальный контроль оборудования во время ремонтной компании и при отклонении показателей от нормативных, выполняются регламентные работы по определению плотности газовых трактов. Показатели присосов в РВП энергетических котлов не превышают нормативной величины.
Контроль и настройка режимов работы установленных на ТТЭЦ котлов проводятся в соответствии с утвержденными режимными картами.
Системы авторегулирования паровых котлов в эксплуатационных режимах работают удовлетворительно. Во время проведения пусковых операций на паровых котлах автоматические регуляторы не используются. В операциях по розжигу водогрейных котлов и в эксплуатационных режимах авторегуляторы не участвуют в работе вследствие их неналаженности.
Состояние обмуровки и изоляции котлов, в основном, удовлетворительное. Проводятся испытания тепловой изоляции и обмуровки котлов с численной оценкой потерь тепла.
Техническое состояние поверхностей нагрева котлов, в основном, удовлетворительное. Оснащение экранных труб теплонапряженных топок паровых котлов термовставками позволило обеспечить практическую возможность постоянного контроля за состоянием экранных труб, планирование и организацию химических очисток котлов.
Подогрев острого пара в пароперегревателях всех котлов производится до номинальной температуры. На каждом энергетическом котле установлены приборы по контролю температуры пара в коллекторах и контролю металла по отдельным ступеням. Для большинства конвективных элементов опускного и подъемного газоходов ресурс надежной работы не превышает 25 тыс. ч. Проводится их плановая замена. Состояние остальных пароперегревательных поверхностей удовлетворительное.
Экономайзерные поверхности обеспечивают расчётный подогрев питательной воды в котлах, а регенеративные воздухоподогреватели производят подогрев воздуха до уровня, близкого к расчётному. Предварительный подогрев холодного воздуха при сжигании природного газа не используется. Состояние экономайзеров и воздухоподогревателей удовлетворительное.
Организация эксплуатации турбинного оборудования ТЭЦ обеспечивает надёжное и бесперебойное энерго- и теплоснабжение потребителей. Профилактические мероприятия, предусмотренные правилами технической эксплуатации, выполняются в полном объёме.
В целом, состояние турбинного оборудования с учётом его старения характеризуется как удовлетворительное. Турбинное оборудование по состоянию на 01.12.2003 г. не выработало свой парковый ресурс. Цехом наладки и испытаний оборудования (ЦНиИО) ежедневно проводится контроль работы турбинного оборудования на основе показаний штатных измерительных приборов и ежемесячно с применением контрольных приборов выполняется плановая проверка и оценка его состояния. На ТЭЦ также организован учёт сменных, суточных, месячных и годовых показателей работы турбоагрегатов и их вспомогательного оборудования, на основании которых проводится расчёт и анализ технико-экономических показателей их работы и разработка мероприятий по повышению надёжности и экономичности их эксплуатации. Контроль параметров механического состояния осуществляется с помощью специальной аппаратуры. Параметры работы систем регулирования турбин соответствуют ГОСТ 24278-99 и техническим условиям на поставку. Объём и сроки проверки исправности средств технологических защит, блокировок и сигнализации соответствуют требованиям действующих отраслевых нормативных документов.
Основные параметры турбоагрегатов: давление и температура свежего пара выдерживаются в пределах номинальных значений. Регенерация высокого и низкого давления турбоагрегатов обеспечивает нормативный нагрев питательной воды и основного конденсата. В то же, время нагрев питательной воды в группе пром. ПВД может быть осуществлен только до температуры 190 oС, что существенно ниже температуры, требуемой для подачи на энергетические котлы (230 оС). Давление пара в конденсаторах турбин ст. №№ 1, 2, 4 выдерживается на уровне нормативных значений. Фактором, влияющим на давление в конденсаторах турбин, является температурный напор и присосы воздуха в вакуумную систему, фактические значения которых периодически по графику контролируются ЦНиИО. На конденсаторах турбин ст. №№ 1, 4 для поддержания чистоты поверхности нагрева конденсатора в эксплуатации находится система шарикоочистки, которая эффективно влияет на теплообмен в конденсаторе. Анализ данных, предоставленных ЦНиИО, и инструментального обследования, выполненного аудиторами, показал, что температурные напоры конденсаторов и давления отработавшего пара турбин ст. №№ 1, 2, 4 находятся на уровне нормативных значений.
Техническое состояние циркуляционных насосов удовлетворительное. Все насосы имеют фактическую напорную характеристику ниже паспортной. Основной причиной снижения производительности является повышенный износ рабочих колёс. Фактические КПД насосов снижены по сравнению с паспортной характеристикой. Во время капитальных ремонтов циркуляционных насосов производится замена изношенных рабочих колёс.
Все сосуды, подведомственные органам Госгортехнадзора России, прошли освидетельствование и замечаний по техническому состоянию не имеют.
Для выявления причин снижения экономичности турбоустановок, оценки эффективности их ремонта на ТЭЦ проводятся эксплуатационные экспресс-испытания до и после проведения капитальных ремонтов. Сетевые подогреватели всех турбин находятся в неудовлетворительном состоянии, что выявлено по результатам измерений, выполненных ЦНиИО в период отопительных сезонов 2002-2003 гг. и аудиторами при проведении инструментального обследования, но они обеспечивают нагрев сетевой воды в соответствии с диспетчерским графиком за счёт повышения давления в теплофикационных отборах турбин, что в конечном итоге снижает экономические показатели турбоагрегатов. По результатам оценки фактических температурных напоров сетевых подогревателей наблюдается значительное их превышение над нормативными значениями.
Система теплоснабжения от ТТЭЦ хотя и обеспечивает потребность в тепловой энергии потребителей, однако находится в неудовлетворительном состоянии. Основные причины - разрегулированность местных систем теплопотребления, в результате чего фактический расход сетевой воды превышает расчетную величину. Однако, следует отметить, что уровень тепловых нагрузок потребителей, подключенных в настоящее время к ТЭЦ, значительно ниже, чем было предусмотрено проектом.
Выводы и рекомендации:
-
система теплоснабжения Тобольской ТЭЦ имеет большой запас по установленной тепловой мощности; при установленной тепловой мощности теплофикационных отборов турбин (с учетом встроенных пучков) и пиковых водогрейных котлов в размере 841 Гкал/ч присоединенная тепловая нагрузка потребителей составляет около 400 Гкал/ч, т.е. имеется в наличии резерв в размере 441 Гкал/ч;
-
насосное оборудование также имеет большой запас как по производительности, так и по развиваемым напорам;
-
учитывая наличие большого резерва в паре производственных отборов, пиковый нагрев сетевой воды осуществляется паром из отборов турбин;
-
из-за разрегулированности системы теплоснабжения г. Тобольска завышен расход сетевой воды от ТЭЦ, что приводит к перерасходу электроэнергии на ее перекачку;
-
необходимо выполнить работы по регулировке, а возможно, и по реконструкции системы теплоснабжения г. Тобольска.
Расчёт эффективности по рекомендуемым мероприятиям выполнен на основе действующих в отрасли методик и методических указаний, рекомендуемых «Типовой программой проведения энергетических обследований тепловых электрических станций и районных котельных акционерных обществ энергетики и электрификации России» (РД 153-34.1-09.163-00), с использованием «Методики экспресс-оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС» (РД 153-34.1-09.321-2002, СПО ОРГРЭС, М., 2000 г.) и академических способов решения в соответствии с рекомендациями, изложенными в «Методике проведения энергетических обследований предприятий и организаций», утверждённой Главгосэнергонадзором России 23.12.98 г.
Ожидаемый экономический эффект от предложенных по результатам обследования мероприятий составил: в натуральном выражении - 34176 т.у.т и 11114,4 тыс. кВт·ч, в денежном выражении - 21,65 млн. руб.