05.10.2014
7) На основании анализа результатов балансовых испытаний котлоагрегатов и паротурбогенератора можно сделать следующие общие выводы:
7.1):о работе котлоагрегатов и их техническом состоянии:
7.1.1) По результатам испытаний водогрейных котлов ст. №5; ст.№9 и паровых котлоагрегатов ст. №1; ст.№4 в эксплуатационном диапазоне нагрузок к. п. д. котлоагрегатов, за исключением ст. №4, оказались несколько ниже указанных в режимных картах, что обусловлено физическим износом котлов и недостатками водно-химического режима. При существующем техническом состоянии оптимальные эксплуатационные нагрузки по величине к. п. д. брутто и удельным расходам условного топлива следующие:
|
Котлоагрегат; |
Нагрузка |
К. п. д. брутто |
Уд. расход усл. топлива |
|
Паровой котлоагрегат «Бабкок-Вилькокс» ст.№1 |
около 77% |
— 91,8% |
— 155,6 кг у. т/Гкал |
|
Паровой котлоагрегат ТП-38 ст.№4 |
55- 75% |
92,6 – 92,2% |
— 154,3–154,9 кг у. т/Гкал |
|
Водогрейный котел ПТВМ-50 ст.№5 |
менее 44% |
— 90,6% |
— 157,6 кг у. т/Гкал |
|
Водогрейный котел КВ-ГМ-50 ст.№9 |
около 37% |
— 92,4% |
— 154,6 кг у. т/Гкал |
7.1.2) Фактические максимальные эксплуатационные нагрузки котлоагрегатов снижены на 15-20% в сравнении с указанными в режимных картах из-за естественного физического износа оборудования котлоагрегатов со сроком службы более 40-50 лет, износа обмуровки (котел ст.№1), негерметичности и повышенных аэродинамических сопротивлений газовых трактов, роста гидравлических сопротивлений за счет отложений на поверхностях нагрева, негерметичности части запорной паровой арматуры и предохранительных клапанов паровых котлоагрегатов.
7.1.3) Режимные карты требуют корректировки с учетом технического состояния и фактической располагаемой мощности котлоагрегатов.
7.2) о работе и техническом состоянии турбоустановки:
7.2.1) Основные параметры пара по турбине (свежего пара, пара отборов, питательной воды) соответствуют нормативным значениям.
7.2.2) Регенеративные подогреватели турбины ПВД 2 и ПВД 3 находятся в исправном состоянии и работают в нормативном режиме.
7.2.3) ПНД 1 имеет внутренние неплотности (расчетный расход пара на подогрев основного конденсата в ПНД 1 составляет около 12-14 т/ч, измеренный расход конденсата с ПНД 1 – около 30 т/ч), вследствие чего часть основного конденсата циркулирует по кругу конденсатор – конденсатный насос – ПНД 1 – конденсатор, что приводит к перерасходу электрической энергии на перекачку воды конденсатными насосами турбинного цеха. Годовая экономия электроэнергии оценивается в 136 МВтч/год, исходя из измеренного удельного расхода электроэнергии на перекачку воды конденсатными насосами турбинного цеха.
7.2.4) Измеренный внутренний к. п. д. ЧВД паровой турбины ниже паспортной величины примерно на 20%, что свидетельствует о значительном износе проточной части турбины.
7.2.5) Расход пара на выработку электроэнергии в исследованных режимах составлял от 17 до 22 т/МВтч. Этот повышенный расход пара связан с тем, что второй отбор турбины во время испытаний обеспечивал значительный расход пара на технологические нужды.
7.2.6) Удельный расход тепловой энергии на выработку электроэнергии «брутто» по данным испытаний в диапазоне мощности турбогенератора 9,8 – 15,5 МВт составляет, соответственно, 0,98 -1,2 Гкал/МВтч.
7.2.7) На трубопроводе отвода конденсата от ПНД 1 имеется значительная утечка горячей воды. Потери воды ориентировочно составляют около 0,2 т/ч. При несвоевремееном устранении дефекта (устранение дефекта возможно только при остановке турбины) годовые потери воды составят приблизительно 1,4 тыс. м3, потери тепловой энергии – 99 Гкал в год.
7.2.8) На торцевой крышке конденсатора также имеется значительная утечка конденсата. Потери воды ориентировочно составляют 0,3 т/ч. Годовые потери воды составляют 2,2 тыс. м3 , а потери тепловой энергии — 210 Гкал/год.
На основании анализа результатов балансовых испытаний котлоагрегатов и паротурбогенератора можно сделать следующие общие выводы Ссылка на основную публикацию 
