Параметры установленной мощности теплофикационного оборудования ⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 49Следующая ⇒ Параметры установленной мощности теплофикационного оборудования приведены в таблицах 2, 3, 4. На Интинской ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-9» Коми установлены: пять твердотопливных вертикально-водотрубных паровых котла, две противодавленческие паровые турбины и девять водоподогревателей. Таблица2 -   Сведения об установленных турбинах. Станционный № Тип (марка) турбины Завод-изготовитель Год ввода Установленная электрическая мощность, МВт Тепловая мощность, Гкал/час. ТП 01 ПР-6-35/10/1, 2 Таганрог, Красный гидропресс 1970 6 39 ТП 05 ПР-12-35/10/1, 2 Чехословакия 1956 12 67, 5   Таблица3 -   Сведения об установленных паровых котлах. Котел	Тип (марка) котла	Завод изготовитель	Год ввода	Параметры теплоносителя		Производи-тельность т/ч (Гкал/час)	Топливо
давление, кгс/см2				тем-ра, 0С	осн.		проект
КП 03	ЧКД-Дукла	Чехословакия	1953	39	440	50 (34, 3)	Уголь	Уголь
КП 04	ЧКД-Дукла	Чехословакия	1954	39	440	50 (34, 3)	Уголь	Уголь
КП 05	БКЗ-75-39ФБ	БКЗ	1960	39	440	75 (51, 45)	Уголь	Уголь
КП 06	БКЗ-75-39ФБ	БКЗ	1965	39	440	75 (51, 45)	Уголь	Уголь
КП 07	БелКЗ-75-39ФБ	БЕЛКЗ	1965	39	440	75 (51, 45)	Уголь	Уголь

Таблица4 -   Сведения об установленных водоподогревателях.

№	Водоподогреватель	Тип	Производительность, т/ч	Поверхность нагрева, куб м
1	Подогреватель сетевой воды (основной)	ПСВ-500-3-23	1800	500
2	Подогреватель сетевой воды (основной)	ПСВ-500-3-23	1800	500
3	Подогреватель сетевой воды (основной)	ПСВ-500-3-23	1800	500
4	Подогреватель сетевой воды (пиковый)	ПСВ-500-14-23	1800	500
5	Подогреватель сетевой воды (пиковый)	ПСВ-500-14-23	1800	500
6	Подогреватель технической воды	ПТВ	400	-
7	Подогреватель технической воды	ПТВ	400	-
8	Бойлер	ПСВ-200У	800	200
9	Бойлер	ПСВ-200У	800	200

Располагаемая тепловая мощность оборудования, соответствует установленной мощности. Ограничений тепловой мощности не выявлено.

Расход тепла на собственные нужды

Существующие затраты тепловой энергии на собственные нужды ТЭЦ представлены в таблице 5. Как видно из данных таблицы, расход теплоты на собственные нужды в период с 2008 по 2011 год увеличился в 1, 38 раза. В 2012 году происходит заметное снижение потребления тепловой энергии на собственные нужды, это снижение по сравнению с 2011 годом составило 61 %.

Значительную долю тепловой энергии, расходуемую на собственные нужды, потребляет водоподготовка. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды затрачивается на подогрев исходной холодной воды для подпитки паровых котлов и тепловых сетей, а также теряется с выпаром деаэраторов сетевой и питательной воды.

Таблица5 -   Собственные нужды.

Год	2008	2009	2010	2011	2012

Полезный отпуск, Гкал

Отпуск тепловой энергии в сеть

461818

445758

435477

390490

414847

Собственные нужды

5773

6698

6302

7425

4502

Собственные нужды, %

1, 25

1, 50

1, 45

1, 90

1, 09

Рисунок6 - Изменение отпуска тепловой энергии в сеть и расход теплоты на собственные нужды станции за 2008-2012 г.

Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источника

Отпуск тепловой энергии потребителям в виде горячей воды осуществляется по утвержденному температурному графику 130/70 °С. Регулирование отпуска теплоты – качественное, заключающееся в изменении температуры теплоносителя при изменении температуры наружного воздуха.

Система теплоснабжения – открытая. Для обеспечения необходимой температуры воды на нужды горячего водоснабжения осуществляется спрямление температурного графика в подающей линии и температура сетевой воды в диапазоне спрямления графика поддерживается равной 70 °С. В интервале температур наружного воздуха от +10 °С до температуры в точке излома (t_ни= -5°С) осуществляется количественное регулирование отпуска теплоты потребителям, при этом в подающей магистрали температура сетевой воды поддерживается постоянной и необходимой для системы ГВС.

Регулирование отпуска тепловой энергии в виде пара осуществляется количественно на источнике теплоснабжения автоматически, по сигналу роста давления в паропроводе.

В таблице 6 представлены фактические и расчетные температуры подающего и обратного трубопроводов, при различных температурах наружного воздуха.

Графическое изображение таблицы представлено на рисунке 7.

 

Таблица6 -   Температурный график источника

Температура наружного воздуха, °С	Фактическая температура прямого и обратного трубопровода, °С		Расчетная температура прямого и обратного трубопровода, °С		Температура наружного воздуха, °С	Фактическая температура прямого и обратного трубопровода, °С		Расчетная температура прямого и обратного трубопровода, °С
	Т1	Т2	Т1	Т2		Т1	Т2	Т1	Т2
+10	70	52, 1	41, 40	32, 10	-17	88, 7	53, 5	88, 73	53, 49
+9	70	51, 6	43, 50	33, 20	-18	90, 4	54, 2	90, 36	54, 17
+8	70	51, 2	45, 63	34, 21	-19	92, 0	54, 8	91, 99	54, 85
+7	70	50, 7	47, 49	35, 10	-20	93, 6	55, 5	93, 62	55, 52
+6	70	50, 3	49, 32	35, 99	-21	95, 2	56, 2	95, 24	56, 19
+5	70	49, 9	51, 14	36, 85	-22	96, 9	56, 9	96, 85	56, 85
+4	70	49, 5	52, 94	37, 70	-23	98, 5	57, 5	98, 47	57, 51
+3	70	49, 0	54, 73	38, 54	-24	100, 1	58, 2	100, 07	58, 17
+2	70	48, 6	56, 51	39, 37	-25	101, 7	58, 8	101, 68	58, 82
+1	70	48, 2	58, 28	40, 19	-26	103, 3	59, 5	103, 28	59, 47
0	70	47, 8	60, 04	40, 99	-27	104, 9	60, 1	104, 88	60, 12
-1	70	47, 4	61, 79	41, 79	-28	106, 5	60, 8	106, 47	60, 76
-2	70	47, 0	63, 52	42, 57	-29	108, 1	61, 4	108, 06	61, 40
-3	70	46, 6	65, 25	43, 35	-30	109, 6	62, 0	109, 65	62, 03
-4	70	46, 2	66, 97	44, 12	-31	111, 2	62, 7	111, 23	62, 66
-5	70	45, 8	68, 69	44, 88	-32	112, 8	63, 3	112, 81	63, 29
-6	70, 4	45, 6	70, 39	45, 63	-33	114, 4	63, 9	114, 39	63, 91
-7	72, 1	46, 4	72, 09	46, 38	-34	116, 0	64, 5	115, 96	64, 53
-8	73, 8	47, 1	73, 78	47, 11	-35	117, 5	65, 2	117, 53	65, 15
-9	75, 5	47, 8	75, 46	47, 85	-36	119, 1	65, 8	119, 10	65, 77
-10	77, 1	48, 6	77, 14	48, 57	-37	120, 7	66, 4	120, 67	66, 38
-11	78, 8	49, 3	78, 81	49, 29	-38	122, 2	67, 0	122, 23	66, 99
-12	80, 5	50, 0	80, 48	50, 00	-39	123, 8	67, 6	123, 79	67, 60
-13	82, 1	50, 7	82, 14	50, 71	-40	125, 3	68, 2	125, 35	68, 20
-14	83, 8	51, 4	83, 79	51, 41	-41	126, 9	68, 8	126, 90	68, 80
-15	85, 4	52, 1	85, 44	52, 11	-42	128, 5	69, 4	128, 45	69, 40
-16	87, 1	52, 8	87, 09	52, 80	-43	130, 0	70, 0	130, 0	70, 0

 

Рисунок7 - Температурный график источника

Среднегодовая загрузка оборудования

Коэффициенты использования установленной электрической и тепловой мощности, представлены в таблице 7 и на рисунке 8.

Таблица7 -   Коэффициент использования установленной мощности

Наименование показателя

2008

2009

2010

2011

2012

Коэффициент использования установленной электрической мощности (КИУМ) %

40, 41

48, 3

47, 2

44, 0

45, 4

Коэффициент использования установленной тепловой мощности %

42, 4

43, 5

42, 2

37, 7

39, 6

 

Рисунок8 - Изменение коэффициента установленной тепловой и электрической мощности

 

Коэффициент использования установленной электрической мощности по сравнению с 2009 годом несколько снизился и не превышает 45, 5 %. Это объясняется тем, что при установке противодавленческих турбин выработка электрической энергии зависит от выработки тепла. В последние годы присоединенная тепловая нагрузка снижается, соответственно будет снижаться и коэффициент использования установленной электрической мощности.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: