Энергетический паспорт ТЭЦ-12 ОАО Мосэнерго - файл n1.doc

приобрести
Энергетический паспорт ТЭЦ-12 ОАО Мосэнерго
скачать (521.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc522kb.26.08.2012 21:45скачать

n1.doc




ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ


ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ТЭЦ-12 ОАО «Мосэнерго»
Составлен на основании энергетического обследования,

проведенного ОАО «Электроцентроналадка»

наименование обследующей организации
Вид обследования: Первичное Дата обследования: 4 кв. 2003 г-2 кв.2004 г.

Зам. начальника ФГУ «Мосгосэнергонадзор»


Пащенко Евгений Иванович

фамилия, имя, отчество подпись дата

Директор ТЭЦ-12


Ногин Валерий Иванович

фамилия, имя, отчество подпись дата

Директор организации,


проводившей обследование:

Елатников Николай Михайлович

фамилия, имя, отчество подпись дата
Свидетельство об аккредитации энергоаудитора на территории Российской Федерации.

Регистрационный номер АА 1110 020 от 15 февраля 2001г.

Кем выдано: Центр Энергосбережения РАО“ЕЭС РОССИИ”.

Действительно до 15 февраля 2004г.
Свидетельство об аккредитации энергоаудитора на территории Российской Федерации.

Регистрационный номер АБ 1110 009 04 от 31 марта 2004г.

Кем выдано: Центр Энергоэффективности ЕЭС. ОАО РАО“ЕЭС РОССИИ”.

Действительно до 31 марта 2005г.
Сертификат соответствия производства предприятия №000243

Регистрационный номер ПР0227190304 от 19 марта 2004г.

Кем выдано: ЗАО ОГРН Системы добровольной сертификации «ЭнСЕРТИКО».

Действительно до 15 ноября 2004г
1. ТЭЦ-12, 121880, Москва, Бережковская наб., д.16.

полное юридическое наименование ТЭС и адрес

2. Акционерная

вид собственности

3. ОАО «Мосэнерго»

наименование вышестоящей организации

4. Ногин Валерий Иванович, телефон (095) 240-94-03.

фамилия, имя, отчество, телефон директора

5. Семёнов Александр Юрьевич, телефон (095) 240-30-01.

фамилия, имя, отчество, телефон главного инженера

6. Счёт 40702810600000000070 в КБ «Трансинвестбанк» г. Москва, Кор/счёт 30101810500000000212, БИК 044579212, ОКПО 04623117, ОКОНХ 11110, ИНН 7732002003.

банковские реквизиты

7. mburo@ivcme.elektra.ru

адрес электронной почты

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ




1. Год ввода в эксплуатацию основного оборудования

по станционным номерам:


Турбинного оборудования
1. ПТ-60/75-130/13 ст. № 5 - 1983 г.

2. ПТ-60/75-130/13 ст. № 6 - 1984 г.

3. Т-116/125-130-7 ст. № 7 - 1993 г.

4. ПТ-80/100-130/13 ст. № 8 - 1985 г.

5. ПТ-80/100-130/13 ст. № 9 - 1988 г.
Котельное оборудование
энергетические котлы

1. ТП-80 ст. № 7 - 1959 г.

2. ТП-80 ст. № 8 - 1960 г.

3. ТП-87 ст. № 9 - 1965 г.

4. БКЗ-420 ст. № 10 - 1985 г.

5. БКЗ-420 ст. № 11 - 1990 г.

6. БКЗ-420 ст. № 12 - 1992 г.
водогрейные котлы теплоснабжения
1. ПТВМ-100 ст. № 1В - 1963 г.

2. ПТВМ-100 ст. № 2В - 1964 г.

3. ПТВМ-100 ст. № 3В - 1965 г.

4. ПТВМ-100 ст. № 4В - 1966 г.

5. ПТВМ-180 ст. № 5В - 1987 г.

6. ПТВМ-180 ст. № 6В - 1987 г.

7. ПТВМ-180 ст. № 7В - 1991 г.
2. Характеристика главных схем ТЭЦ-12
2.1. Технологическая с поперечными связями

2.2. Электрическая две секционированные выключателями системы шин

2.3. Система циркуляционного водоснабжения прямоточная с забором воды из р. Москва

2.4. Тепловая сеть схема теплоснабжения закрытого типа, регулирование отпуска тепла качественное;


3. Рабочие параметры основного оборудования

по группам (очередям)
3.1. Рабочее давление перегретого пара: 140 ата

3.2. Температура перегретого пара: 560 С

3.3. Проектные данные:

3.3.1. Максимальный отпуск тепла в паре (по параметрам) с указанием источника и его параметров:
Внешним потребителям отпускается пар из коллектора 16 кгс/см. Для всех внешних потребителей пара источником теплоснабжения является производственные отборы турбин ПТ-80-130 и ПТ -60-130 с параметрами пара: давление - 13 кгс/см, температура - 260С.

Максимальный отпуск тепла в паре: 412 Гкал/ч (650 т/ч)

Максимальный отпуск тепла в горячей воде: 1357 Гкал/ч;
В 2002 году максимальный отпуск тепла внешним потребителям составил 32,9 Гкал/ч (46,4 т/ч) в паре давлением 10 кгс/см.
3.3.2. Максимальный отпуск тепла внешним потребителям на горячее водоснабжение и отопление в 2002 году составил 734 Гкал/ч.

4. Основное оборудование и его характеристика

Турбины


Станционный номер турбины

Тип, модификация

Год ввода в эксплуатацию

Завод изготовитель

Мощность МВт

Параметры свежего пара

Расход свежего пара, т/ч

Отбор теплофикац.

Отбор

производств.

Конденсатор

Циркуляционные насосы

номинальная

максимальная

Давление, кгс/см2

Температура, С

номинальный

максимальный

Производительность

Тип

Номинальный расход пара, т/ч

Площадь поверхности охлаждения, м2

Расчетное количество охлаждающей воды, м3

Тип

Количество

Подача, м3

Напор, м. в. ст.

номинальная,

Гкал/ч

05

ПТ-60/75-130/13

1983

ЛМЗ

60

70

130

555

219

335

53

86

50-КЦС-4

160

3000

8000

Д-5000-32

6

5000

32

06

ПТ-60/75-130/13

1984

ЛМЗ

60

70

130

555

214

387

53

86

50-КЦС-4

160

3000

8000

07

Т-116/125-130-7

1993

УТМЗ

110

116

130

555

465

505

175

-

КГ2-6200-3

325

6200

16000

Д-12500-24

2

12000

24

08

ПТ-80/100-130/13

1985

ЛМЗ

80

100

130

555

308

470

68

120

80-КСЦ-1

220

3000

8000

09

ПТ-80/100-130/13

1988

ЛМЗ

80

100

130

555

308

470

68

120

80-КСЦ-1

220

3000

8000


Котлы (паровые энергетические)


Станционный номер котла

Тип, модификация

Год ввода в эксплуатацию

Завод изготовитель

Паропроизводительность, т/ч

Параметры за котлом

Проектное топливо

Дымососы

Дымососы рециркуляции газов

Дутьевые вентиляторы

Давление, кгс/см2

Температура, С

Бассейн

месторождение, марка

Qнр

Ар

Wр

Расход на котел, нм3

Тип

Количество

Производительность, м3

Тип

Количество

Производительность, м3

Тип

Количество

Производительность, м3

7

ТП-80

1959

ТКЗ

420

140

550

Природный газ


Мазут

7950

-

-

30 200

Д-21,5

2

330000

ВГДН-15,5

2

80000

ВДН-26

2

224000

8

ТП-80

1960

ТКЗ

420

140

550

30 200

2

2

2

9

ТП-87

1965

ТКЗ

420

140

550

30 200

Д-21,5А

2

ВГДН-19Б

2

ВДН-26А

2

216000

10

БКЗ-420

1985

БКЗ

420

140

560

9500

-

-

30 200

ДОД-28,5 ГМ

1

641000

ВГДН-17

2

75000

ВДН-252

1

437000

11

БКЗ-420

1990

БКЗ

420

140

560

30 200

ДН-26Ч2-0,62 ГМ

2

477000

2

1

12

БКЗ-420

1992

БКЗ

420

140

560

30 200

2

2

1


*В таблицах представлены паспортные данные температуры острого пара за котлами №№7,8,9 и турбинами. На основании заключения ВТИ Главтехуправление установило температуру перегретого пара за энергетическими котлами №№7,8,9 545С с соответствующим снижением температуры пара перед турбинами до 540С (письмо №70-4-018/1974 от 13.07.1990 года).


Котлы (водогрейные и паровые котлы теплоснабжения)

Станционный номер котла

Тип, модификация

Год ввода в

эксплуатацию

Завод изготовитель

Производительность

Гкал/час

Максимальный расход сетевой воды,

м3

Расход газа,

м3

Параметры

теплоносителя

Проектное топливо

Дутьевой

вентилятор

основ.

резерв

проект

Тип

Количество

Производительность, м3

давление, кгс/см2

температура,

С



ПТВМ-100

1963

БиКЗ

100

2140

14400

20

150

газ

мазут

газ

ЭВР-6

16

9000



ПТВМ-100

1964

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

ЭВР-6



ПТВМ-100

1965

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

ЭВР-6



ПТВМ-100

1966

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

ЭВР-6



ПТВМ-180

1987

БКЗ

180

3860

25300

25

150

— ? —

— ? —

— ? —

Д-14-46

20

14000



ПТВМ-180

1987

— ? —

— ? —

— ? —

150

— ? —

— ? —

— ? —

Д-14-46



ПТВМ-180

1991

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

— ? —

Д-14-46

5. Уровень напряжений:

генераторного – 10 кВ;


выдачи мощности в энергосистему - 110 кВ;


собственных нужд – 10 кВ, 6 кВ; 0,4 кВ;

6. Параметры теплоносителя,

отдаваемого потребителям и в теплосеть:


6.1. Пар Р = 8,5 кгс/см2, t = 250С
6.2. Горячая вода (температурный график) - 70 / 150 оС (срезка на 125С ).

Давление в подающей магистрали в отопительный период - 10,5 кгс/см2;______________ Давление в подающей магистрали в летний период - 8,5 кгс/см2______________________ Давление в обратной магистрали - 2,5 кгс/см2

7. Топливный режим ТЭЦ-12
7.1. Характеристика топливопотребления.


Директивный орган, установивший топливный режим, номер разрешения и дата его выдачи

Объем разрешенного

топливопотребления

Резервное (аварийное) топливо

Технологическая бронь по газу

млн.нм3

тыс.т у.т.

Постановление Госплана СССР от 01.07.1976г №474/13-1451
Постановление Госплана СССР от 09.08.1982 № 13/93-2763

85,3

100

мазут

Нет, в связи с наличием двух вводов

311,4

365

38,05

44,6


7.2. Основные марки сжигаемого топлива и основные поставщики на базовый 2002 г: ОАО «Мосгаз», Московский НПЗ.

- газообразное – природный газ;

- жидкое – мазут марки М-100;
7.3. Краткое описание причин работы основного оборудования на непроектных видах
топлива (непроектные виды топлива не используются)

7.4. Динамика и структура потребления условного топлива на момент составления паспорта и за три предыдущих года по видам

№ п.п

Вид топлива


Всего, от общего количества

2000г

2001г.

2002г.

1.

Газ


тыс. тут

1 118 899

1 180.775

1 118 546

%

97,86

99,47

99,5

2.

Мазут


тут

24506


6306

5891

%

2,14

0,53

0,5


7.5. Средняя стоимость топлива по видам на момент составления паспорта и за три предыдущих года

№ п.п

Вид топлива


Стоимость топлива, тыс. руб.

2000г

2001г.

2002г.

1.

Газ


358 549

508 809

662 947

2.

Мазут

10 450

7268

7547

3.

Тонна условного топлива

322,96

434,8

563,23


8. Установленная мощность электростанции
и среднегодовая по итогам трех истекших лет



№ п.п.


Показатель


Установленная мощность

Годы (факт)

2000г.

2001г.

2002г.

1.

Электрическая мощность, МВт

390

390

390

390

2.

Тепловая мощность, Гкал
В том числе:

1769

1769

1769

1769

2.1.

Пар (турбоагрегаты)

829

829

829

829

2.2.

Горячая вода (водогрейные котлы)

940

940

940

940

9. Технико-экономические показатели работы ТЭЦ-12 за последние 3 года.

Показатель

Значение показателя

2000г.

2001г.

2002г.

(базовый)

1. Среднегодовая установленная мощность:

электрическая, тыс. кВт

тепловая отборов турбин, Гкал/ч


390

829


390

829


390

829

  1. Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч:

всего

по теплофикационному циклу


2 397 992

1 284 829


2 453 350

1 329 317


2 491 228

1 319 080

  1. Отпуск тепла, тыс. Гкал:

всего


2 992 539


3 055 336


3 036 275

  1. Коэффициенты использования установленной мощности, %:

электрической

тепловой



70,00

42,65



71,81

43,3



72,9

42,63

  1. Доли отпуска тепла

отработавшим паром отборов турбин, %:

П-отборами

Т-отборами

из конденсаторов турбин



18,9

80,5

0,6



22,8

76,3

0,9



22,1

76,5

1,4

6. Удельный расход топлива на отпущенную

электроэнергию, г/(кВт·ч):

фактический

номинальный

нормативный



300,87

292,53

302,59



301,85

295,01

302,30



302,07

297,08

303,33

  1. Удельный расход топлива на отпущенное

тепло, кг/Гкал

фактический

номинальный

нормативный



132,64

131,40

132,00



133,23

132,37

133,21



133,81

133,10

133,96

  1. Составляющие изменения удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт·ч):

структура отпуска электроэнергии

теплофикация

экономичность



0

нет инф.

нет инф.



0

-6,640

7,614



0

1,528

-1,304

  1. Составляющие изменения удельных расходов топлива на отпущенное тепло, кг/Гкал:

структура отпуска тепла

теплофикация

экономичность



нет инф.

нет инф.

нет инф.



0,442

-3,436

4,018



0,113

0,734

-0,146

  1. Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на электроэнергию, %:

фактический

номинальный



5,58

5,61



5,26

5,34



5,44

5,45

  1. Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на тепло, кВт ч/Гкал:

фактический

номинальный



39,36

40,5



37,64

38,2



37,17

37,25

12.Удельный расход тепла брутто на турбинную

установку, ккал/(кВт·ч):

фактический

номинальный



1480

1440



1504

1475



1 526

1 493

13.КПД брутто котельной установки, %:

фактический прямой баланс

фактический обратный баланс

номинальный


92,70

93,13

93,58


92,80

93,28

93,79


92,81

93,27

93,89

14.Себестоимость отпускаемой энергии:

электрической, руб/тыс.(кВт·ч)

в том числе топливная составляющая

Тепловой, руб/Гкал

в том числе топливная составляющая


143,70

84,00

89,40

53,21


189,30

110,00

115,62

73,13


259,90

147,00

153,61

93,93

15.Численность промышленно-производственного

персонала, чел.


641


623


616


10. Выбросы в окружающую среду за последние 3 года


№ п.п.

Контролируемый показатель

Значения выбросов по годам (норма/факт), тонн

2000г.

2001г.

2002г.

1.

NOx

6130,0

2298,39

2298,39

2607,000

1774,181

1828,644

2.

COx

-

-

-

-

-

1,964106

3.

SOx

725,0

3396,0

3396,0

589,7

161,87

137,865

4.

NOx + SOx

-

-

-

3196,7

1936,06

1966,510

5.

Мазутная зола в пересчете на ванадий

4,9

18,36

18,36

1,378

0,385

0,379


10.1. Затраты на экологические мероприятия. Их эффективность

2000 г. – 519,6 тыс.рублей

2001 г. – 3200,0 тыс.рублей.

2002 г. – 5113,64 тыс.рублей.

Экологические мероприятия направлены на поддержание достигнутого уровня вредных выбросов в атмосферу.


11. Годовое использование основного оборудования
в сравнении с заложенным в проекте



п.п

Наименование основного оборудования

По проекту, часов

Факт, часов

2000г.

2001г.

2002г.

1.


Котлы (энергетические):




ст.№7

5300

5241

5939

7065

ст.№8

5300

6316

7633

2907

ст.№9

5300

6044

6090

7993

ст.№10

5300

6590

5718

7300

ст.№11

5300

6091

6387

6698

ст.№12

5300

5767

6370

6661

2.

Котлы (водогрейные):




ст.№1В

3130

0

0

0

ст.№2В

3130

0

0

0

ст.№3В

3130

0

0

0

ст.№4В

3130

0

0

0

ст.№5В

3130

283

515

501

ст.№6В

3130

544

873

377

ст.№7В

3130

28

57

511

3.

Турбины:




ст.№5

6500

7885

7979

7834

ст.№6

6500

5695

8006

7068

ст.№7

6500

7147

6780

8026

ст.№8

6500

6978

6597

7692

ст.№9

6500

8426

8020

7207



12. Наработка металла основного оборудования
и главных паропроводов ТЭЦ-12



п.п.

Наименование оборудования

Наработка, на момент составления

Паспорта (час)

Наименование документа и организации, разрешившей дальнейшую эксплуатацию

1.

Паропроводы:







Гл. паропровод котла ст.№7

175 385

Заключение Департамента НТП и развития РАО ЕЭС №02-5/5-287 от 12.03.03г

Гл. паропровод турбины ст.№5

200 761

Заключение Департамента НТП и развития РАО ЕЭС №02-5/5-290 от 12.03.03г

Гл. паропровод котла ст.№8

170 828

Заключение Департамента НТП и развития РАО ЕЭС №02-5/5-289 от 12.03.03г

Гл. паропровод турбины ст.№6

190 933

Заключение Департамента НТП и развития РАО ЕЭС №02-5/5-289 от 12.03.03г

Перемычка к общестанц. коллектору

221 386

Нет

Гл. паропровод котла ст.№9

64 570

Нет

Гл. паропровод турбины ст.№7

78 327

Нет

Перемычка к общестанц. коллектору

93 006

Нет

Гл. паропровод котла ст.№10

122 340

Нет

Гл. паропровод котла ст.№11

97 794

Нет

Гл. паропровод котла ст.№12

72 574

Нет

Гл. паропровод турбины ст.№8

139 913

Нет

Гл. паропровод турбины ст.№9

116 641

Нет

Переключательный коллектор, ч.1

93 569

Нет

Переключательный коллектор, ч.2

123 229

Нет

2.

Котлы:







Котёл ст.№7 (ТП-80)

291 810

Заключение Департамента НТП и развития РАО ЕЭС №02-5/5-292 от 12.03.03г

Котёл ст.№8 (ТП-80)

285 231

Заключение ЦЛМ ЦРМЗ филиала ОАО Мосэнерго совместно с АООТ ВТИ от 1996 года.

Котёл ст.№9 (ТП-87)

257 118

Заключение ООО «Импульс Строй» №4282

Котёл ст.№10 (БКЗ-420)

122 340

Нет

Котёл ст.№11 (БКЗ-420)

97 794

Нет

Котёл ст.№12 (БКЗ-420)

72 574

Нет

3.

Турбины:





Турбина ст.№5

(ПТ-60/75-130-13)

148 411


Нет

Турбина ст.№6

(ПТ-60/75-130-13)

138 731

Нет

Турбина ст.№7

(ПТ-116/125-130-7)

78 327

Нет

Турбина ст.№8

(ПТ-80/100-130-13)

139 913

Нет

Турбина ст.№9

(ПТ-80/100-130-13)

116 641

Нет


Примечание: часы работы оборудования на 01.01.2004г. с начала эксплуатации.


13. Водоподготовка ТЭЦ-12
Принципиальные схемы:

13.1. Подготовка добавочной воды (главная схема) - коагуляция в осветлителях на механических фильтрах, двухступенчатое обессоливание (технология противоточного ионирования АПКОР)

___________________________________________________________________________________Схема ПТС – одноступенчатое Na-катионирование с предочисткой ________________________________________________________________________________
13.2. Очистка возвращаемого производственного конденсата: конденсат не возвращается


13.3. Очистка турбинного конденсата (БОУ): отсутствует
13.4. Очистка внутристанционных дренажных конденсатов (УОЗС): очистка с использованием флотатора, механических фильтров и одноступенчатого Nа-катионирования
13.5. Технико-экономические показатели (ТЭП) за 2000 год (базовый)

Установка

Производительность, т/ч

Удельный расход


номинальная

фактическая

необходимая

Воды на сн, %

Тепла, кДж/т

Электроэнергии,

кВт*ч/т

ХВО-1

250

96

96

16,4

учет не ведется

учет не ведется

ХВО-2

800

378

378

15,5

УОЗС

100

67,5

67,5

Не нормируется


13.6. Водоотведение водоподготовительных установок

Установка


Годовые сбросы, тонн

2000г

2001г

2002г

ХВО-1

173459

135832

138330

ХВО-2 (УОЗС)

760228

592832

514517


13.6. Выполнение нормативных мероприятий по организации водно-химического режима (ВХР) Выполняется согласно проекта


13.7. Наличие систем мониторинга Мониторинг ВПУ отсутствует


14. Баланс по электроэнергии, тыс. кВт*ч

п.п.

Приход,

расход

Годы

2000 г.

2001 г.

2002 г.

1.

Собственная выработка


Нет данных

2 453 299,15

2 491 160,60

2.

Получено из энергосистемы

Нет данных

15 586,56

12 982,20

3.

Полезный отпуск (Всего),

в том числе

3.а. В энергосистему по уровням напряжений:

U= 110 кВ

U= 10 кВ

U= 6 кВ

U= 0,4 кВ

3.б. Сторонним потребителям по уровням напряжений:

U= 10 кВ

U= 6 кВ

U= 0,4 кВ

Нет данных

Нет данных

Нет данных

0

0

Нет данных

0

Нет данных

1 391 035,07

1 338 513,72

51 108,88

0

0

1 066,88

0

345,59

1 614 663,29

1 350 533,52

259 569,57

0

0

4 272,64

0

287,56

4.

Собственные нужды

Нет данных

244 027,04

248 187,67

5.

Хозяйственные нужды

Нет данных

633,21

827,46

6.

Производственные нужды

Нет данных

0

0

7

Технические потери в главных трансформаторах

Нет данных

8 433,23

8 721,66

8

Небаланс (Технические, за исключением п.7, и коммерческие потери)

Нет данных

824 757,16

631 742,72



15. Баланс по теплу, Гкал


п.п.

Приход, расход

Годы

2000 г.

2001 г.

2002 г.

(базовый)

1.

Выработка тепловой энергии

котлами ТЭЦ-12

6707952


6873391

6931382

2.

Отпуск тепла потребителям:

пар

горячая вода

199466

2793073

182584

2872752

179782

2856493

3.

Расход тепла на собственные нужды

92668

91163

94086

4.

Расход тепла на производство электроэнергии

3549482

3689536

3800449

5.

Небаланс (точность учёта), %

1,09

0,54

0,01


16. Характеристика оборудования

теплофикационной установки

Параметры водогреющего оборудования и тепловой сети







п/п

Наименование

оборудования

Тип

Произво-ность, Гкал/ч; м3

Кол-во, шт.

Примечание

1.

Бойлера:













основные:

ОВП - 5А, 5Б, 5В, 5Г

(БУ ТГ-5)

ПСВ-500-3-23

60

4




ОВП - 6А, 6Б

(БУ ТГ-6)

ПСВ-500-3-23

60

2




пиковые:

ПВП - 5А, 5Б

(БУ ТГ-5)

БП-500M

120

2




ПВП - 6А, 6Б

(БУ ТГ-6)

ПСВ-500-14-23

БП-500М

97,5

120

1

1




2.

Сетевые подогреватели:













ТГ-7

ПСГ-1

ПСГ-2

ПСГ-2300-2-8-1


157,5

2




ТГ-8,9

ПСГ-1

ПСГ-2

ПСГ-1300-3-8-1


90

4




3.

Деаэраторы подпитки теплосети:













атмосферный

ст.№3

ДСП-225

500

1

(проведена модернизация головки)

вакуумные

ст.№1

ст.№4

ДВ-800

ДВ-400

800

400

1

1




4.


Насосное оборудование, участвующее в работе теплосетевых схем













Сетевые насосы

СЭ-2500-60-11

СЭ-2500-180-10

2500

11

11




Подпиточные насосы


СЭ-1250-70

СЭ-800-55-11


1250

800

2

4





17. Характеристика потенциала энергосбережения,
выявленного по результатам энергообследования,
основные рекомендуемые мероприятия по его реализации.


№ п/п

Мероприятие

Ожидаемый экономический эффект,

млн. руб/год*

Срок выполнения, год

Необходимые финансовые затраты,

млн. руб.



Устранение недогрева питательной воды. Внедрение процедуры эксплуатационного контроля состояния ПВД.

0,438

2004-2007

0,3



Устранение повышенных присосов воздуха в газоходы котлов. Ремонт и наладка неисправных систем газоходов и воздухоподогревателей.

0,447

2004-2008

0,4



Устранение повышенного избытка воздуха в режимном сечении. Внедрение процедуры эксплуатационного контроля присосов в топку.

Ремонт и наладка неисправных систем: автоматики разрежения вверху топки;

автоматики общего воздуха.

0,595

2004-2008

0,5



Снижение до номинального значения температуры уходящих газов. Ремонт и наладка перекидных шиберов на всасе дутьевых вентиляторов и их привода.

Ремонт подогревателей воздуха для устранения повышенных перетоков газов.

0,903

2004-2008

0,9



Доведение температуры свежего пара до нормативного значения. Ремонт и наладка неисправных систем: автоматики впрысков;

автоматики общего воздуха;

автоматики нагрузки.

0,03

2004-2006

0,04



Доведение давления свежего пара до нормативного значения. Ремонт и наладка неисправных систем автоматики нагрузки

0,213

2004-2006

0,15



Устранение перерасходов электроэнергии на тягу и дутьё. Ремонт и наладка неисправных систем:

перекидных шиберов и их привода;

газоходов и воздухоподогревателей;

автоматики общего воздуха;

автоматики горения.


0,607

2004-2007

1,5



Увеличение доли теплофикационной выработки электроэнергии. Вытеснение тепла водогрейных котлов теплом производственного отбора в количестве 109313 Гкал в год. Реконструкция пиковой бойлерной

7,228

2006-2008

21



Увеличение доли теплофикационной выработки электроэнергии. Вытеснение части тепла производственного отбора теплом теплофикационного отбора в количестве 413 764 Гкал в год. Реконструкция схемы сетевой воды; организация приборного учёта на обратных тепловодах.

13,227

2006-2008

39



Увеличение доли теплофикационной выработки электроэнергии. Снижение давления пара в производственном отборе до величины 11 ата после реализации п.8,9 (замены водогрейных котлов ПВК-1 на пиковые бойлера и реконструкции гидравлической схемы).

4,354

2008-2009

0,5



Доведение нормы для присосов на тракте "режимное сечение ? сечение замера температуры уходящих газов до значений, регламентированных ПТЭ. Ремонт и наладка неисправных систем газоходов и воздухоподогревателей.

2,802

2004-2007

5,0



Отключение калориферов на неработающих водогрейных котлах ст.№5В-7В ПВК-2. Врезка дренажей и подвод линии сжатого воздуха к пакетам калориферов.

0,630

2005

0,2



Снижение потерь тепла в схеме подготовки воды для подпитки теплосети. Монтаж перемычки помимо неработающих декарбонизаторов

0,736

2004

0,4



Доведение до нормы расхода электроэнергии на подготовку обессоленной воды. Упрощение схемы с использованием БХОВ №1,2 и НХОВ №1-3 для регенерации.

0,488

2006

0,4



Уменьшение расхода электроэнергии на с/н ХВО. Задействовать насосы ИКВ-4,5 типа 3В-2002 производительностью 500 т/ч для подачи коагулированной воды на ХВО-1,2

0,11

2005-2006

0,3



Уменьшение перерасхода электроэнергии в схеме отопления ТЭЦ. Монтаж проектной схемы отопления ТЭЦ.

0,296

2006-2007

1,6



Доведение до норматива потерь тепла на поддержание МХ в резерве. Восстановление спутников мазутопроводов и изоляции мазутопроводов и конденсатных баков. Ревизия конденсатоотводчиков подогревателей мазута.

1,838

2005-2006

1,374




Всего:

34,942

-

73,564

Примечание: Расчеты эффективности и затрат представлены в «Техническом отчете о первичном энергетическом обследовании» обособленного подразделения ОАО «Мосэнерго» - ТЭЦ-12 Том 2 (Приложения).

*Экономический эффект рассчитан по стоимости сберегаемого топлива.



ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации