5 Ильин Анализ ведения режимов. Анализ ведения режимов станций перечень контролируемых параметров
 Скачать 5.73 Mb.
|
АНАЛИЗ ВЕДЕНИЯ РЕЖИМОВ СТАНЦИЙПеречень контролируемых параметровВакуум в конденсаторе (температурные напоры) в конденсаторах, превышающие нормативные; Отклонение параметров острого пара от нормативных (давление и температура); Отклонение температуры питательной воды от нормативной; Присосы воздуха по тракту котла; Отклонение температуры уходящих газов; Потери с механическим недожогом; Внеплановые пуски. Показатели не учитываемые в форме 3-тех и 7-тэк Конденсационный пропуск пара в часы прохождения провала нагрузки (не вынужденный); Температурные напоры в сетевых подогревателях, превышающих нормативные; Структура пережогов (тут)
Сверхвентиляционный пропуск пара в конденсатор 2015-2016г (начало)
Зима 2017 (конец зимы) Недогревы в конденсаторах турбинОсобенно важное значение имеют в неотопительный период. Характер изменения показателей тепловой экономичности и снижения мощности (для Т-100-130) представлен на диаграммах: увеличение недогрева на 10оС, приводит к потере продажи электроэнергии 1,5 МВтч. При цене около 1200руб/МВтч, за час теряем 1800руб или 43200рублей в сутки и это не считая пережога топлива. Недогревы в СПНедогревы в СП, являются одними из основных факторов снижения эффективности, но опять в пережогах не учитываются. Приведенные графики, показывают снижение мощности и рост удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от величины сверхнормативного недогрева для ТА Т-100-130. Средняя величина превышения температурного напора в СП повышается от нормативного до 8-12 градусов Цельсия к концу отопительного сезона Избытки воздуха, нормативные. Режимные карты.
Изменение эффективности за годПо предварительным оценкам пережоги топлива от превышения температурных напоров в сетевых подогревателях сверх норматива приводят к общим пережогам топлива свыше 200000 тут и в настоящее время в расчете пережогов не участвуют. Сокращение сверхнормативного вентиляционного пропуска в конденсатор на 5 т/ч приводит к снижению потерь топлива около 80000тут в год. Пережоги топлива от присосов воздуха в настоящее время рассчитаны для существующих нормативов и составили в 2017 году свыше 61 тыс. тут. При приведении присосов воздуха в нормативным значениям снижение пережогов топлива составит свыше 110 тыс. тут. 4. Основным агрегатами, определяющими регулировочный диапазон, особенно в неотопительный период, являются котельные агрегаты. Снижена нижняя граница регулировочного диапазона котельного оборудования с 50% до 40% за счет проведения испытаний и наладочных работ.(Пока эффект оценивать рано) Проблемы некоторых станций и филиаловНабольшие отклонения по работе сетевых подогревателей- Самарская ТЭЦ, ТЭЦ-ВАЗа, ПТЭЦ-14 и ПТЭЦ-9, Н.Свердловская ТЭЦ. Набольшие отклонения в конденсаторах- Сосногорская ТЭЦ. Присосы воздуха – Пермские ТЭЦ-14 и ПТЭЦ-9 Наибольшие пропуск в конденсатор- НовоСвердловская ТЭЦ (причем это не протечки через диафрагму, а технологическая схема). Традиционный – качественное выполнение ремонтов. Что сделано-деление оборудование на категории и выделение целевого состава. Как сделано? Подход формальный- определили, что оборудование должно работать по тепловому графику в течение не менее 3-3,5 тыс. часов. Вроде бы верно. Но не учтены простои целевого оборудования в течение его плановых и аварийных ремонтов, в период которых к несению нагрузки привлекается оборудование 3 категории и реально период его использования составляет не 3000 часов и менее, а уже 4000—4500часов. И отрицательный вклад в снижение эффективности оказывается слишком большим. Что делать- перейти от формального определения целевого состава оборудования к экономически обоснованному с учетом оценки реального привлечения оборудования к несению нагрузки, потерь от его отклонений и затрат на поддержание при приведении к нормативному состоянию. Что можно сделать еще? Лучше использовать средства ТП и энергоэффективные проекты. Каждая такая работа (проект) должна иметь детальное технико-экономическое обоснование. Пока это делается скажем прямо-плохо. Одни работы-даже очень эффективные отвергаются, так как обоснование проведено кое-как. Другие с упорством проталкиваются и результаты расчетов просто подтасовываются. Пример1: -повальное увлечение применением частотного привода на ПЭН. Объясняю популярно- реальный срок окупаемости при капиталовложениях 25 млн. рублей от 6 до 8 лет, быстрее практически не бывает. -пример 2: Почему упорно никто не хочет ставить частотные приводы на сетевых насосах, установленных не на ТЭЦ, а на подкачивающих станциях. Реальный срок окупаемости 2-3 года (в этом году исключение, Владимирский филиал в г. Иваново предложили проект на ПНС-7 и 8). Пример 3. Перевод в режим противодавления. Малые агрегаты(в основном до 25МВт), вполне реально, при наличии достаточной тепловой нагрузки (ГВС не менее 50-60% от тепловой мощности агрегата). Агрегаты большей мощности, проблематично. Во первых ограничения по работе ЧНД в таких режимах. Во вторых ограничение оплаты мощности и весь эффект тает как снег в июле. Там о нормальном эффекте можно говорить только тогда, когда тепловая нагрузка ГВС превышает 80-85% от номинальной мощности переводимого агрегата, а лучше не менее 150%. Что еще нужно сделать!Ввести в официальную отчетность внутри компании (форма 7-ТЭК) дополнительные показатели: Потери эффективности от сверхнормативных температурных напорах в сетевых подогревателях. Проводить учет не только для горизонтальных сетевых подогревателей, но и для бойлеров вертикального типа. 2. Ввести в официальную отчетность компании (форма 7 –ТЭК) дополнительный показатель потерь от сверхнормативного вентиляционного расхода пара в конденсатор, при работе турбины по тепловому графику. 3. Разработать методику оценки эффективности работы станций и их ранжирования по эффективности по удельным показателям, с учетом реальной выработки тепла и электроэнергии. 4. В течение 2018 года, провести апробирование методики ранжирования в рамках еженедельных совещаний по оперативным режимам, а с января 2019 года ввести рейтинг филиалов и станций. Спасибо за внимание! |