Учебная работа. Реконструкция Владивостокской ТЭЦ-2

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Реконструкция Владивостокской ТЭЦ-2

Введение

Электроэнергетика является важнейшей базовой
отраслью промышленности России представляет собой основу современной и будущей
цивилизации, в связи с чем, они всегда находятся в центре внимания, как
специалистов, так и общественности.. От уровня ее развития зависит все народное
хозяйство страны, а так же уровень развития научно-технического прогресса в
стране. Развитие электроэнергетики определяет, прежде всего темпы и структуру
экономического роста страны: стабильное развитие экономики невозможно без
постоянно развивающейся энергетики. Электроэнергетика является основой
функционирования экономики и жизнеобеспечения.

Надежное и эффективное функционирование
электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей — основа
поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения
цивилизованных условий жизни всех ее граждан.

В Российской федерации около 70% от всей
выработанной электрической энергии приходится на тепловые электрические
станции.К преимуществам тепловых электростанций можно отнести относительно
свободное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов в
россии; способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний (в
отличие от ГЭС). К недостаткам относятся: использование невозобновимых топливных
ресурсов; низкий КПД; крайне неблагоприятное воздействие на окружающую среду.

В последние годы в электроэнергетике России
неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования
электростанций и электрических сетей. Старение оборудования — одна из главных
причин ухудшения технико-экономических и экологических показателей
электростанций. Кроме того, старение оборудования приводит не только к
увеличению стоимости электроэнергии, что в условиях функционирования оптового
рынка энергии и мощности, но так же влияет на надежность работы энергосистемы
Приморского края в целом.

В связи с возникшим дефицитом мощности на фоне
развития города, планами по проведению саммита АТЭС и планируемым увеличением
привлекательности города Владивостока для привлечения инвесторов, как из
россии, так и зарубежа, руководством «ДГК» была принята программа «500 МВт». В
настоящее время установленная мощность Владивостокской ТЭЦ-2 увеличилась до 500
МВт.

В настоящее время складывается такая ситуация,
когда имеющиеся в распоряжении государств энергоресурсы уже не обеспечивают
положительную динамику в конкурентной борьбе на мировых товарных рынках и не
гарантируют сохранения достигнутых темпов роста валового внутреннего продукта в
этих странах.

Исторически и географически сложилось так, что
на российском Дальнем востоке сосредоточено 78 % гидроресурсов, 84 %
углеводородов и 62 % твердого топлива от общего количества региональных запасов
энергоносителей Северо-востока Азии. кроме того, Россия располагает здесь
значительными ресурсами нетрадиционных видов энергии (термальная, ветровая,
приливная). В развитии энергетики россии (во всяком случае, в ближайшие 20-30
лет) сейчас намечены положительные и правильные организационные шаги:

— создание
и Модернизация ТЭС на газе с парогазовыми установками (Экономика и экология);

— создание
в районах угледобычи ТЭС на передовых технологиях газификации угля или сжигание
его в циркулирующем кипящем слое;

— создание
малых плавучих АЭС для энергетически изолированных регионов (в первую очередь
северных);

Намечены широкие планы строительства ТЭС, АЭС и
ГЭС в разных объединенных генерирующих компаниях (ОГК) и территориальных
генерирующих компаниях (ТГК). таким образом для реализации развития
электроэнергетики дальнего востока необходимо:

. Восстановить единство в управлении
электрообеспечения ДВ региона с определением объемов и темпов развития
электростанций, обеспечением их оборудованием и кадрами и создание научного
задела.

.При острой необходимости приобретения
зарубежного оборудования централизовано максимально обеспечивать его
однотипность и однофирменность. только этот путь поможет сократить последующие
затраты в период эксплуатации и обеспечить его надежность.

3. На уровне министерства определить на
ближайшие 20-30 лет возможности максимального приоритетного обеспечения
электроэнергетики ДВ региона природным газом, исходя из экологических и
экономических посылок.

4. Еще одним мощным и быстрым
средством развития электроэнергетики и улучшения местного теплоснабжения должна
быть произведена установка ГТУна ТЭЦ с использованием старых котлов как
«утилизаторы». Именно здесь сегодня возможности отечественных поставщиков
оборудования очень велики — нет проблем для ввода сотен установок в год по
принципу «под ключ».

исходными условиями для обоснования перспектив
развития электроэнергетики служат:

— Сценарий
социально-экономического развития страны и региона;

— Прогнозы
условий топливоснабжения электростанций, полученные на основе перспективных
топливо-энергетических балансов страны и региона;

— Состав
и технико-экономические показатели возможных технологий производства и
транспорта электроэнергии.

Развитие электроэнергетики определяют прежде
всего темпы и структура экономического роста страны, поэтому работы, проводимые
по заказу государства, должны основываться на соответствующих прогнозах
Минэкономразвития россии, а при корпоративных исследованиях — использовать и
иные сценарии. При выполнении данного цикла работ Минэкономразвития россии
неоднократно меняло свои прогнозы социально- экономического развития страны.

Технико-экономические показатели электростанций
и энергетических сетей в период до 2030 года определяется прогнозируемыми
направлениями научно-технического прогресса.

одной из важнейших установок энергетической
стратегии россии является необходимость интенсивного перехода электроэнергетики
россии на новый технический уровень, обеспечивающий использование прогрессивных
и экономически эффективных технологий не только при сооружении новых, но и при
техническом перевооружении действующих электростанций

По оценке института ОАО «ДЭСП» выдача
дополнительной мощности на юг Приморского края в размере 2055 млн. кВтч может
быть обеспечено при условии большого объема электросетевого строительства.

В связи с возникшим дефицитом мощности на фоне
развития города, планами по проведению саммита АТЭС и планируемым увеличением
привлекательности города Владивостока для привлечения инвесторов, как из
россии, так и зарубежа, руководством «ДГК» была принята программа «500 МВт». На
ближайшее время объем выработки электроэнергии Владивостокской ТЭЦ-2
увеличилась до 500 МВт.

Чтобы достичь запланированных результатов по
развитию энергетики на дальнем Востоке, о которой было сказано выше, необходимо
уделять внимание проблеме по повышению надежности и экономичности оборудования
электростанций. такая проблема актуальна и для Владивостокской ТЭЦ-2 — основной
теплоэлектростанции «Приморской генерации».

Холдинг ОАО «РАО энергетические
системы Востока»

• Холдинг ОАО «РАО ЭС Востока основной поставщик
электроэнергии на территории Дальнего востока

• Холдинг
занимает пятое место среди энергетических компаний по россии и первое место в
ДФО по суммарной установленной мощности

• Установленная
электрическая мощность за 2010 г. — 8819,7 МВт; тепловая мощность — 16756
Гкал/ч

• Полезный
отпуск энергии в 2010г. электрической -27 563 млн. кВтч, Тепловой — 30 210 тыс.
Гкал.

• Протяженность
электрических сетей (35 — 220кВ) — 35 224 км

• Суммарная
выручка компаний холдинга в 2010 году -865,5 млн. руб. чистая прибыль 10275
млн.руб.

• Суммарная
установленная мощность силовых трансформаторов напряжением 35-220 кВ подстанций
ДЗО ОАО «РАО ЭС Востока»- 19 512 МВА

• доля
РФ в акционерном капитале ОАО«РАО ЭС Востока» -52,68%

• ОАО
«РАО ЭС Востока» — основной разработчик стратегии развития

электроэнергетики дальнего востока до 2020г. и
на перспективу до 2025г.

проблемы энергетики Дальнего Востока

• Низкая
эффективность и недостаточный уровень надежности в следствии высокого
физического(до 70%) и морального износа оборудования.

• высокая
себестоимость производства электроэнергии.

• Дефицит
генерирующих мощностей в отдельных субъектах (Сахалин, Приморский край)

• наличие
технологических ограничений для подключения новых потребителей.

• Несоблюдения
условия (n-1) на юге
Приморского края: вывод из строя одного элемента приводит к нарушению работы
всей энергосистемы.

• Невозможность
обеспечения перспективного роста энергопотребления, связанного с развитием
промышленного производства и реализацией перспективных проектов развития.

Энергетика Дальнего Востока нуждается
в масштабной комплексной модернизации в целях обеспечения реализации крупных
проектов, являющихся основой для развития субъектов РФ в составе ДФО

Основные проекты, обеспечивающие
рост экономики на территории ДФО

Динамика развития дальнего Востока определяется
реализацией крупнейших инфраструктурных проектов в добывающей и
перерабатывающей промышленности, таких как:

• Строительство
объектов саммита АТЭС во Владивостоке и на о. русский (Приморский край)

• Проекты
«Сахалин»-1,2,3 (Сахалинская область)

• Нефтепровод
«Восточная Сибирь — Тихий океан» (BCTOl,
ВСТО-2) (Амурская обл., ЕАО, Приморский край, Республика Саха (Якутия ))

• Эльгинское
угольное месторождение (Республика Саха(Якутия))

• Эльконское
урановое месторождение (Республика Саха(Якутия))

• Селигдарский
ГМК (Селигдарское месторождение апатитов) (Республика Саха (Якутия))

• Приморский
НПЗ в г.Находка (Приморский край)

• Освоение
Гаринского месторождения железных руд — Гаринский ГМК (Амурская область)

• Яно-Калымская
золоторудная провинция; Рудник им, Матросова (Магаданская область)

Реализация крупнейших проектов на
Дальнем Востоке определяет роль государственной политики в развитии
электроэнергетики как системообразующей отрасли. Проекты являются долгосрочными
и реализуемыми при любом сценарии развития ДФО

Примеры успешного взаимодействия:

§ В Республике Саха (Якутия):
разработана подпрограмма «Оптимизации локальной энергетики на 2008 — 2013
годы». Осуществляются работы по строительству ВЛ-220 кВ Сунтар — Олекминск —
НПС-14 с ПС 220/35/6 кВ в г.Олекминске. Планируются мероприятия по
реконструкции Якутской ТЭЦ, строительство Талаканской ТЭС, Светлинской ГЭС.

§ В Приморском крае:
в 2008 году выполнены работы по модернизации котлоагрегата №6 Артемовской ТЭЦ
мощностью 50 МВт, введены в эксплуатацию мобильные ГТЭС суммарной мощностью 45
МВт. В 2009 году намечено начало реализации инвестиционного проекта по
Уссурийской ТЭЦ, проектной мощностью 360 МВт, выполнение работ по реконструкции
Партизанской ГРЭС.

§ В Хабаровском крае:
в 2008 году переведены на газ Николаевская ТЭЦ, и Хабаровская ТЭЦ-2.
Планируется выполнение аналогичных работ на Хабаровских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3.
Предусматривается реализация проекта «Строительство ТЭЦ в г.советская Гавань».

§ В Сахалинской области:
совместно с Администрацией области создано ОАО «Сахалинская энергетическая
компания». Предусматривается перевод на газ Южно-Сахалинской ТЭЦ-1,
строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство
Сахалинской ГРЭС-2, реконструкция и строительство передающих электросетей
Сахалинской области.

1. Краткая характеристика
ВТЭЦ-2

Владивостокская ТЭЦ-2 расположена в долине реки
Объяснения, на юго- восточной окраине г. Владивостока и является основным
источником по обеспечению производственным паром, тепловой и электрической
энергией промышленных и бытовых потребителей города — это самая мощная
электростанция входящая в состав филиала «Приморская генерация» ОАО
«ДГК».Владивостокскую ТЭЦ-2 возвели за короткие сроки и 22 апреля 1970 года
были пущены и включены первые агрегаты станции: турбина и два котла. В этот
день станция выдала первые 100 МВт мощности. монтаж и ввод в эксплуатацию
последующих блоков проводился ускоренными темпами. новая ТЭЦ вошла в состав
районного управление «Дальэнерго». Благодаря возможности комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии, теплоэнергетическое оборудование
Владивостокской ТЭЦ-2 является наиболее экономичным в энергосистеме.

Впервые вопрос централизованного теплоснабжения
города Владивостока был поставлен в связи с развитием города и развертыванием
строительства "Большого Владивостока". Постановлением Совета
Министров РСФСР № 314 от 03.04.54г. предусматривалось строительство ТЭЦ и
Магистральных тепловых сетей. В этом же году были собраны необходимые исходные
материалы по городу Владивостоку, на основании которых была разработана схема
тепломагистралей и предусмотрено сооружение новой ТЭЦ для решения задач по
комплексному обеспечению электроэнергией и теплом строящегося города.

В качестве основного проектного
топлива за ВТЭЦ-2 закреплен бурый уголь Павловского разреза Чихезского
месторождения. основные характеристики угля: теплотворная способность — 2920
ккал/кг, влажность — 41%, зольность — 8,8%. топливо должно доставляться на ТЭЦ
железнодорожным транспортом на расстояние 160 км. Для сжигания углей принята
замкнутая схема пылеприготовления. На котлах Владивостокской ТЭЦ-2 впервые в
стране запроектированы, установлены и действуют пылеприготовительные системы с
газовой сушкой топлива и прямым вдуванием пылегазовой смеси в топку, где
применены головные образцы мельниц-вентиляторов большой мощности
МВ-1600/600/980 и МВ-2100/800/980, являющихся наиболее современным
углеразмольным оборудованием. В мельницах — вентиляторах использован принцип
размола угля, позволяющий уменьшить расход электроэнергии на размол топлива.
Владивостокская ТЭЦ-2 стала базовой станцией для отработки и дальнейшей доводки
этого оборудования.

Характерной особенностью Владивостокской ТЭЦ-2
является использование морской воды в системе технического водоснабжения. Забор
морской воды осуществляется с береговой насосной станции, расположенной на
берегу бухты "Тихая" Уссурийского залива, и по двум туннелям (третий
— в стадии строительства) подается в конденсаторы турбин для охлаждения
отработанного пара. Из конденсаторов турбин подогретая морская вода
сбрасывается в бухту "Золотой рог", что сделало эту бухту практически
незамерзающей и свободной для судоходства.

В настоящее время на Владивостокской ТЭЦ-2
эксплуатируются 14 однотипных котлов БКЗ-210-140 паропроизводительностью 210
т/ч пара каждый, 4 турбоагрегата с генераторами ТВФ-120-2 и турбинами
Т-100-130, имеющими теплофикационные отборы пара, 2 турбоагрегата с
генераторами ТВФ-120-2 и турбинами ПТ-80/100-130/13 и ПР-50/60-115/13/1Д,
имеющими промышленные отборы пара. Общая установленная электрическая мощность
станции — 500МВт, тепловая мощность — 1033Гкал. тепловая схема станции с
поперечными связями по основным потокам пара и воды и выполнена как единая
взаимосвязанная система, скомплектованная преимущественно однотипным оборудованием
(котлами, турбинами, ПЭНами и т.д.). Ввод станции в эксплуатацию осуществлялся
в три очереди:

— котлы
ст. 1-7, турбины ст. 1,2 -1 очередь; (газомазутные)

— котлы
ст.8-14, турбины ст. 3,4 — П очередь; (угольные)

1.1 Описание основного оборудования
ВТЭЦ-2

главный корпус ВТЭЦ-2 состоит из отделений
бункерного, котельного, электрофильтров, дымососного, машинного и
деаэраторного.

В бункерном отделении расположены ленточные
конвейера (ЛК-4" А" и ЛК-4"Б"), бункера сырого угля (4 шт.
на один котлоагрегат) объемом 90 тонн каждый. топливо по ЛК-4 подается в
бункера сырого угля, из них питателем сырого угля — в пылеугольные
мельницы-вентиляторы (4 шт. на один котлоагрегат) типа MB1600/600/980
(ст. №7,8),MB2100/800/735
(ст.№9-13) и MB2120/600/740
(ст.№14), которые предназначены для приготовления угольной пыли и подачи ее на
горелки котла для сжигания.основные характеристики котельного оборудования
ВТЭЦ-2 представленный в таблице 1.1. В котельном отделении установлено 14
котлоагрегатов типа БКЗ 210-140Ф и вспомогательное оборудование.Дутьевые
вентиляторы, дымососы (ст. № 10… 14), золоулавливающие установки мокрого типа
(ст. № 9… 14), мельницы-вентиляторы, парк насосного оборудования,
трубопроводы пара и воды, система гидрозолоудаления.

Золоулавливающие установки остальных котельных
агрегатов установлены в отделении электрофильтров: электрофильтры типа
ЭГБМ-1-24-9-4-3 (ст. №7-8), а дымососы — в дымососном отделении: Д-21,5-2У (ст.
№1…8) и ДН-26 (Ст. № 9). Выходящие из топочной камеры котлоагрегатов дымовые
газы омывают последовательно пароперегреватель, водяной экономайзер и
воздухоподогреватель и, после золоуловителей, удаляются дымососами (2 шт. на
один котлоагрегат) через три дымовые трубы (одна труба для котлоагрегатов ст. №
1 …6, другая — ст. № 7… 12, третья — ст. № 13,14).

Воздух для горения подается дутьевыми
вентиляторами (2 шт. на один котлоагрегат): ВДН-18-II(ст.
№ 1…8) и ВДН-18-IIy(ст.
№ 9…14)

Шлак и летучая зола транспортируется по каналам
ГЗУ смывной водой (морской) к багерным насосам. Багерными насосами золошлаковая
пульпа по системе шлакопроводов (4 нитки трубопроводов 0 530×9)
транспортируется на первый золошлакоотвал (две секции), расположенный в бухте
промежуточная. Сброс пульпы осуществляется поочередно в две секции, дамбы
которых постоянно наращиваются и к настоящему моменту состоят из 4-х ярусов.
Зола с нерабочей секции золоотвала бухты промежуточной автотранспортом
перевозится на сухой золоотвал в бухте Горностай, отсыпанной к настоящему
моменту до отметки 72,5 м (максимальная проектная отметка заполнения — 90,0
метров).

Для частичной переработки золошлакоотходов на
ВТЭЦ-2 создан экспериментальный участок (УПЗО). Помещение УПЗО, в котором
установлено технологическое оборудование по производству стеновых блоков из
шлакокерамзита и шлакоопилок, расположено на промплощадке станции в районе
дымовой трубы ст. № 1.

.2 характеристика топливообеспечения
угольной части ВТЭЦ-2

Топливо-транспортный цех:

Подача вагонов на приемосдаточный путь и отвода
на станцию Гайдамак производится локомотивом железной дороги, оборудованном
маневровой радиосвязью.

Все поступающее на ВТЭЦ-2 топливо учитывается.
Вагоны с углем взвешиваются на электронных весах типа ВЭД-120 (без расцепки
вагонов со скоростью 5 км/ч) и весах механических. электронные весы установлены
посередине 1-го пути, из-за чего много времени тратится на маневровую работу по
перестановке с 3-го пути. При норме разгрузки 88 вагонов за 12 часов ТТЦ ВТЭЦ-2
обеспечивает за это время разгрузку 110-120 вагонов.

Обработку и анализ проб топлива производит химический
цех. Результаты анализов качества топлива фиксируются в журналах.

Имеется два типа размораживающих устройств:

конвективное, двух путевое, данной 120 м на 16
четырехосных вагонов, использующее пар 13 ата от коллектора собственных нужд
котельного цеха; с авиационными двигателями на путях надвига
вагоно-опрокидывателя ст. № 1.

Топливоподача представляет собой комплекс
механизмов, собранных в автоматизированную технологическую линию,
предназначенную для транспортировки топлива от разгрузочного устройства или
склада в бункеры котельных агрегатов с предварительной подготовкой топлива к
сжиганию (очистка от посторонних примесей, дробление до размеров, установленных
ПТЭ, взвешивание на ленточных весах и отбор проб на анализ топлива).На
топливоподаче предусмотрены следующие режимы работы:

подача угля от вагоно-опрокидывателя до бункеров
сырого угля;

подача угля от вагоно-опрокидывателя на угольный
склад;

подача угля с угольного склада в бункеры сырого
угля.

Топливоподача включает в себя следующие
механизмы: приемно- разгрузочные устройства, питатели, ленточные конвейеры,
дробилки мелкого дробления(ДМД), металлоуловители, плужковые сбрасыватели,
ленточные весы, обеспыливающие и вентиляционные установки, дренажные насосы, а
также системы хозяйственного и противопожарного водопровода, систему отопления
и паропровода, систему автоматического управления, тепловые завесы.

Приемно-разгрузочное устройство включает в себя
два роторных трех-опорных вагоноопрокидывателя грузоподъемностью 150 т и
производительностью 1800 т/ч БРС-134 ст.№№ 1,2 оборудованных электротолкателем
и 2-мя дробильно фрезерными машинами ДФМ-П. Управление вагоноопрокидьшателем
производится с пульта, находящегося в здании вагоноопрокидывателя. Вагон
наталкивается электротележкой или локомотивом на платформу
вагоноопрокидывателя. После разгрузки порожний вагон выталкивается из
вагоноопрокидывателя последующим вагоном к месту сборки порожняка.

Тракт топливоподачи, начиная с ленточного
конвейера ЛК-1 А, Б, до бункерной галереи, имеет две самостоятельные технологические
линии. Дня более надежного резервирования топливоснабжения имеются перекрестные
узлы пересыпки, позволяющие собрать технологическую линию из отдельных
элементов разных ниток. Также возможна подача топлива в бункеры сырого угля
(БСУ) обводными течками помимо дробилок. Тракт топливоподачи, подающий топливо
на склад и со склада от и до ЛК-2АД» выполнен однониточным.

Угольный склад — открытого типа. Неснижаемый
резерв угля на складе составляет 220 тыс. т, проектная емкость — 270 тысяч
тонн. Топливо на складе постепенно обновляется: часть его периодически
отправляется в котельное отделение для сжигания; взамен на склад из вагонов
выгружается вновь прибывшее топливо, распределяемое на угольном поле при помощи
бульдозера. Склад не предназначен для помарочного складирования углей.

· 1Б
(влажность свыше 40%),

· 2Б
(30-40%),

· 3Б (до
30%).

В качестве основного проектного топлива за
ВТЭЦ-2 закреплен бурый уголь Павловского разреза Чихезского месторождения.
Павловский бурый уголь относится к марке «Б». Макроскопически плотный.
темно-бурового цвета. По блеску преобладает матовые. реже полуматовые.
Структура угля штриховато-полосчая и линзовидно-полосчая . В исходном
растительном материале углей преобладают остатки стеблевой древесины, листовой
паренхимы и коровые ткани. В составе углей преобладает витринит (80-99%). Бурые
угли, добываемые открытым способом. Основные характеристики угля: для первой
очереди теплотворная способность — 2920 ккал/кг, влажность — 41%, зольность —
8,8%.

1.3 Водоснабжение. Водоподготовка

Водоснабжение.

Система технического водоснабжения —
прямоточная, на морской воде. С помощью водозаборных сооружений, расположенных
на берегу бухты «Тихая» Уссурийского залива. Морская вода подается на площадку
ВТЭЦ-2 по двум металлическим водоводам диаметром 1600мм, переходящим в
железобетонные туннели диаметром 2000мм. Водоводы проложены на отметках 30,4 и
32,4 м. На пристанционном узле проложены два подпорных водовода диаметром
1200мм, два сбросных железобетонных канала сечением 1500 и 2000 мм, переходящих
у турбины №5 в металлический водовод диаметром 1200мм.

Водоподготовка:

Обработка воды осуществляется по схеме:
осветление на механических фильтрах и двухступенчатое химическое обессоливание
с декарбонизацией.

Производительность водоподготовительной
установки составляет 480 т/ч. В работе находятся две очереди: первая с
шестидесятых годов и вторая с 1984 года. Конденсатоочисткапущена в работу в
1984 году. Исходной является вода горводопровода («сырая» вода).

В периоды нарушения режима работы очистных
сооружений горводопровода количество взвешенных частиц может резко возрасти.
Для их улавливания служат механические фильтры. В качестве фильтрующего
материала используется сульфоуголь.

На ВПУ подпитки котлов установлено 10
механических фильтров, один Из них является фильтром гидроперегрузки -1 ступень
и 9 двухкамерных механических фильтров П ступени. используется взрыхляющая
промывка водой и сжатым воздухом. Перед включением фильтра в работу первые
порции фильтрата сбрасываются в дренаж.

Во время работы фильтра 2-3 раза в смену через
воздушник удаляется воздух, скопившийся в фильтре. По графику
проводитсяконтроль за содержанием взвешенных веществ в фильтре. Фильтр
отключается на взрыхление при увеличении перепада давления на фильтре более 1
кгс/см2 или по количеству пропущенной воды за фильтроцикл.
Взрыхление механических фильтров проводится осветленной водой из бака промывки
механических фильтров насосами промывки. Для улучшения эффекта взрыхления перед
подачей промывочной воды проводится взрыхление воздухом. Продолжительность
взрыхления ! до полного осветления воды. При большой загрязненности
фильтрующего материала взрыхление воздухом повторятся.

На ВПУ подпитки котлов установлены 2 ступени
прямоточных Н-катио-нитных и анионитных фильтров. Так же установлено семь
Н-катионитных фильтров I ступени; шесть анионитных фильтров 1 ступени; три
Н-катионитных фильтра П ступени; три декарбонизатора пленочного типа с
насадками из колец Раши-га с вентиляторами; семь анионитных фильтра П ступени.
Для гидроперегрузки находящегося в эксплуатации фильтрующего материала на время
ремонта или осмотра на ВПУ предусмотрено 5 фильтров гидроперегрузки.

Для нейтрализации сбросных вод установлены два
бака-нейтрализатора емкостью 400 м3 каждый. Нейтрализация
производится перемешиванием кислых и щелочных вод. Для сброса вод после
взрыхляющей промывки механических фильтров установлен бак регенеративных вод
емкостью 250 м3.

Для аварийного запаса городской воды на
территории станции установлены 6 металлических баков-накопителей. Значимость
Владивостокской ТЭЦ-2

основными источниками теплоснабжения в
Приморском крае являются тепловые источники ОАО «Дальэнерго» (ВТЭЦ-2,
Предприятие тепловых сетей Владивостока, Артемовская ТЭЦ, Партизанская ТЭЦ) и
районные котельные.

Отпуск тепла потребителям города Владивостока
осуществляется от ВТЭЦ-2, тепловых сетей ОАО «Дальэнерго»(ВТЭЦ-1, котельная
«Снеговая»,объединенная котельная «Северная») и от ведомственных котельных.

В Приморском крае 90,3% жилого фонда
администрации края и 69,1% ведомственного жилья охвачено централизованным
теплоснабжением. В города Владивостоке 93% жилого фонда централизовано
снабжается теплом. В том числе от системы ОАО «Приморская генерация» получают
тепло 77%.

основным потребителем тепла в виде пара является
центральная пароводяная бойлерная (ЦПВБ) и тепличный совхоз «Приморье».

Потребителями теплоэнергии от ВТЭЦ-2 являются:
тепловые сети, центральная пароводяная бойлерная (ЦПВБ), Владивостокский
фарфоровый завод (ВФЗ), завод железобетонных изделий (ЖБИ).

1.4 Золоудаление. Золоотвал

характеристика системы
золошлакоудаления Владивостокской ТЭЦ-2.

На Владивостокской ТЭЦ в эксплуатации находятся
14 котлоагрегатов БКЗ 210-140Ф спроектированные на сжигание Чихезкого бурого
угля с характеристикой: Wp-
41.5%; Ар = 14.6%; Qp„=
2560 ккал/кг.На котлоагрегатах установлены четыре пылеприготовительные
установки с прямым вдуванием оснащенные мельницами-вентиляторами MB1600/600/980
и MB2100/800/740.
Шлакоудаление — твердое, шлак собирается в шлаковом бункере, охлаждается в
ванне заполненной технической водой для недопущения подсоса воздуха в топку и
постоянно работающими шнековыми транспотерами удаляется в канал
гидрозолоудаления.

В качестве золоуловителей на котлоагратах
Владивостокской ТЭЦ- 2 применены электрофильтры типа УГ и ЭГМБ ( к/а № 1-6),
мокрые золоуловители с трубами «Вентури» (к/а №9-14).

Система ГЗУ представляет собой комплекс
сооружений, устройств и агрегатов, предназначенных для транспортировки шлака
из-под котла и золы, из-под золоуловителей на золошлакоотвал.

В систему ГЗУ входит:

— механизированное
шлакоудаление;

— каналы
ГЗУ;

— приемный
бункер багерных насосов;

— багерный
приямок.

— насосы
(дренажные, смывные, багерные).

— гравийные
фильтры для очистки воды от взвеси;

— трубопроводы
для транспортировки пульпы на внешнийзолоотвал.

Шлак из топки котла непрерывно выпадает в
заполненные водой бункера шнеков. Из бункеров шнеки транспортируют шлак в
смывной канал ГЗУ, при этом крупные куски шлака измельчаются об установленную в
выходном окне бункера решетку. По каналу ГЗУ шлаковая пульпа побудительными
соплами транспортируется в приемный бункер багернойнасосной. Зола из-под
золоуловителей через гидрозатворы смывных устройств поступает в каналы ГЗУ и
транспортируется в приемный бункер багернойнасосной. Сходящаяся здесь золовая и
шлаковая пульпа через металлоуловители поступает на всасбагерных насосов и по
трубопроводам транспортируется на золоотвал.

Механизированное шлакоудаление

Для удаления шлака из гонки котла под «холодной»
воронкой котлоагрегатов установлены по две установки непрерывного
механизированного шлакоудаления. установка механизированного шлакоудаления
состоит из:

— бункера,
являющегося продолжением "холодной воронки" топки котла;

— шнековой
ванны;

— шнекового
транспортера

— двух
блоков подшипников, на которых вращается шнековый транспортер;

— выходного
патрубка шнекового транспортера;

— привода
шнекового транс портера, который состоит из электродвигателя и редуктора типа
КЦ2-500;

— системы
трубопроводов для подачи воды на охлаждение подшипников.

Вода, которая подается на подшипники шнекового
транспортера для их охлаждения, смазки, промывки, а также для заполнения
шнековой ванны, должна иметь давление 0,1 — 0,15 МПа (1ч-1,5 кгс/см2).
Подача воды на шнековые установки производится смывными насосами через общий
коллектор морской воды. Для удаления металла из шнековон установки в нижней
части шнековой ванны выполнен металлоуловитель с люком.

Насосы

В систему ГЗУ входят багерные насосы, смывные,
дренажные насосы и эжекторы.

Багерные насосы предназначены для
транспортировки золошлаковой пульпы на золоотвал. В котельном смонтировано 3
приемных бункера (багерных ям) багерных насосов.

характеристика насоса на воде.

Тип насоса- 10ГР-Т2

Производительность, м3/ч- 500-900

Напор, МПа (кгс/см2) -0,680,78
МПа (6,87,8)

Число оборотов, об/мин. -985

Тип электродвигателя-А-12-49-6

Мощность, кВт -400

Напряжение, В-6000

Номинальный ток, А- 47

Изданный момент все установленные багерные
насосы в работоспособном состоянии, имеются запасные части и один резервный
насос.

Смывные насосы предназначены для подачи морской
воды на гидрозолоудаление цеха, уплотнение сальников багерных насосов, на
эжекторы в багерных насосных.

В котельном цехе установлено 8 смывных насосов
марки ЦН 400/105.

характеристика смывного насоса.

Тип насоса —
ЦН-400/105

Производительность, м3/ч —
400

Напор, МПа (кгс/см2) — 1,05
(10,5)

Число оборотов, об/мин. — 1450

Тип электродвигателя — А-102-1М

Мощность.кВт — 160

Напряжение, В — 380

Номинальный ток, А — 28,7

Трубопроводы гидрозолоудаления. На внешний
золоотвал пульпа транспортируется по трем трубпроводамДу 426×13, протяженностью
2500 м.

Золоотвал.

В состав золоотвального комплекса ВТЭЦ-2 входят:

— оперативный
золоотвал в распадке б.промежуточной;

— пруд
осветленной воды;

— сухой
золоотвал в распадке б.Горностай.

свободная ёмкость на конец 2011 года
составляет 1600 тыс. м3

— Золоотвал
в б.промежуточной.

Тип сооружения — овражный. Количество секций —
две. первая секция золоотвала.

Дата ввода в эксплуатацию — 1970 г. объем
фактический — 7 млн.м3. Отметка гребня — 51.5 м, строительная высота
— 46.5 м. Длина по гребню — 725 м. Основание — суглинок- делювиальный, песок
делювиальный.

Конструктивные особенности — образована
первичной дамбой и пятью дамбами наращивания, возведёнными на зольное
основание. вторая секция.

Дата ввода в эксплуатацию — 1982 г. Отметка
гребня — 55.25 м, строительная высота — 50.0 м. Длина по гребню — 600 м.
Основание — суглинок дсмовиальный, песок демовиальный.

Конструктивные особенности — образована первичной
дамбой и пятью дамбами наращивания, возведёнными на зольное основание. Пруд
осветлённой воды.

Образован первичной дамбой золоотвала в
б.Промежуточной с низовой стороны и собственной ограждающей дамбой высотой 3,5
м. объем пруда — 80 тыс.м3.

— Сухой
золоотвал в распадке б.Горностай.

Примечание:

.Расчет выполнен по данным ПТО ВТЭЦ-2.

. При подсчете заполнения золоотвала использован
коэффициент уплотнения ( разность между плотностью золы намытой и уложенной с
уплотнением на сухом отвале.

. Отметка заполнения золоотвала до 2010 года —
90м, с 2010года — 95м.

2. Описание котельного
оборудования

.1 Котельные агрегаты

первая очередь котлов (Ст №1-7)

На первой очереди в котельном цехе установлены 7
котлоагрегатов БКЗ-210-140Ф (рис.2.2.1), изготовленных Барнаульским
котлостроительным заводом, работающих на газе. Котлоагрегат БКЗ-210-140
однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией П-образной
компоновки. В опускном газоходе расположены водяной экономайзер и
воздухоподогреватель, в горизонтальном газоходе — пароперегреватель. Котёл
имеет следующие параметры: (таблица 2.1.1)

Таблица2.1.1

Наименование

Величина

Наименование

Величина

Паропроизводительность,
т/ч

210

поверхность
нагрева Водяногоэкономайзера, м2

4078

Давление
за ГПЗ, МПа (кгс/см2)

13,7
(140)125 тех.решение от 15.07.94 для к-1-ИО

поверхность
нагрева воздухоподогревателя, м2

14580

Температура
перегретого пара, °С

(560)545
тех.решение от 15.07.94

Водяной
объем котла, м3

58,5

Температура
питательной воды,°С

230

Паровой
объем котла, м3

30,7

Лучевоспринимающая
поверхность нагрева экранов топки, м2

716

объем
топочной камеры,м3

1093

Поверхность
нагрева пароперегревателя, м2

2561

Геометрический
объем барабана, м3

24,8

Давление
в барабане к/а, кгс/см2

Рка1-
7=155 Рка8- 15=141,1

давление,
при котором срабатывает предохранительный клапан (ИПК-208), кгссм2

Рпр.кл=136

использована двухступенчатая схема испарения с
выносными циклонами. Пароперегреватель выполнен двухпоточным,
радиационно-конвективного типа с четырьмя ступенями перегрева. Добавлен еще
один пучек пароперегревателя, для получения нужной температуры. В конвективной
шахте размещены « в рассечку » водяной экономайзер и трубчатый
воздухоподогреватель.

Проектным топливом является природный газ
сахалинского месторождения с характеристиками:

Wp=41,5
%; Ар = 8%;Qнp
= 2560ккал/кг

Топочная камера прямоугольного сечения, объёмом
1093 м3, с размерами «в свету » 7424 х 7808 мм, шестью газовыми
горелками (по три на боковых стенах), расположенных по схеме «треугольником
вниз» и четырьмя воздушными соплами (по два на каждой стене), расположенными
выше газовых горелок. Горелки прямоточные щелевые, направлены тангенциально к
воображаемой окружности в центре топки Ǿ =900 мм. При
реконструкции котла в связи с переводом на газ на боковых стенах топки
выполнена разводка экранных труб для установки новых (газовых) горелочных
устройств и сопел третичного дутья, расположенных выше горелок. основные
горелки, растопочные горелки на задней и боковых стенах топки и газозоборные
шахты демонтированы, их амбразуры зашиты прямыми трубами.

В топочной камере для подавления образования
оксидов азота внедрено двухступенчатое сжигание. суть данного метода состоит в
том, что основная масса топлива сжигается при недостатке воздуха (aг=0,8-0,9),
а дожигание происходит за счет подачи дополнительного воздуха во второй ступени
при более низких температурах факела. На котле организована подача части
воздуха (15-25%), необходимого для горения, выше горелок, через воздушные
сопла, установленные на боковых стенах топки. Внедрение системы мероприятий по
снижению выбросов оксидов азота (конструкция горелки и двухступенчатое
сжигание) позволяет обеспечить величину выбросов

NOx = 125 мг/нм3
при a=1,4.

установка воздушных сопел выше горелок, кроме
того, увеличивает температуру газов на выходе из топки, что обеспечивает
необходимую температуру перегрева пара и расширяет диапазон нагрузок котла.

существующие амбразуры пылеугольных горелок
зашиваются прямыми трубными вставками. Система шлакоудаления демонтируется. Для
уплотнения устья холодной воронки низ шлакового комода зашивается листом и
закладывается шамотным и диатомовым кирпичом изнутри.

Для автоматического регулирования
процессов горения, питания и температуры перегретого пара, в период
реконструкции на котле смонтирован контроллер и электродистанционным
управлением регулирующей арматурой.

вторая очередь котлов (Ст № 8-14)

На второй очереди установлены шесть
котлов БКЗ-210-140 , изготовленные Барнаульским котлостроительным заводом.
Котлоагрегат БКЗ-210-140Ф однобарабанный, вертикально-водотрубный, с
естественной циркуляцией П-образной компоновки. В опускном газоходе расположены
водяной экономайзер и воздухоподогреватель, в горизонтальном газоходе —
пароперегреватель.

использована двухступенчатая схема
испарения с выносными циклонами. Пароперегреватель выполнен двухпоточным,
радиационно- конвективного типа с четырьмя ступенями перегрева. В конвективной
шахте размещены «в рассечку» водяной экономайзер и трубчатый
воздухоподогреватель.

Проектным топливом является бурый уголь
Павловского месторождения с характеристиками:

Wp=41,5%;
Ар=14,6%;QHP
= 2560 ккал/кг

Топочная камера прямоугольного сечения, объёмом
1093 м3, с размерами в «свету » 7424 х 7808 мм, оборудована
четырьмя пылеугольными плоскофакельными горелками, размещёнными по углам
топочной камеры в один ярус и направленными в центр топки по касательной к
воображаемой окружности 900 мм.с круткой
против часовой стрелки.

Топка имеет систему твёрдого шлакоудаления,
осуществляемую при помощи шнековых транспортёров.

.2 Система
пылеприготовления

Котлоагрегаты 2 очереди оснащены четырьмя
индивидуальными пылесистемами прямого вдувания с газовой сушкой и мельницами —
вентиляторами. При этом каждая мельница работает на одну горелку.

Пылесистема включает в себя:

1. Бункер сырого угля (БСУ);

2. Скребковый питатель сырого угля (ПСУ);

3. Газозаборную шахту;

4. Мельницу — вентилятор типа МВ-2100/800/735 (Вм = 28,8Т/Ч
при Кло=1,7;VM= 100000 м3/ч ; при t = 135 °С; n= 735 об/мин;
N = 500 КВт);

5. Инерционный сепаратор пыли;

6. Пылепроводы

Подача организованного воздуха в
горелочные устройства обеспечивается двумя дутьевыми вентиляторами типа
ВДН-18-ПУ (n=740/980об/мин; =85/200 КВт;)=88х103/117х103
м3/ч ;Hp =202/358 кгс/м2). В настоящее
время вентиляторы эксплуатируются на первой скорости из-за
разукомплектованности электросхемы второй скорости.

Газы из котла удаляются двумя
дымососами типа ДН-26 (n=740об/мин; N =630 КВт; V =196х103
м3/ч при t =100 °С; Hp = 390кгс/м2).

очистка уходящих газов от золовых частиц
производится в четырёх мокрых золоуловителях типа МВ-УО ОРГРЭС 2700
с четырьмя предвключёнными трубами Внутри. Индивидуальная схема
пылеприготовления для котлоагрегатов 7-14 на рисунке 2.2.1

Сепарационные устройства.

Для обеспечения требуемого качества пара на
котле применена схема двухступенчатого испарения. Первую ступень испарения
(чистый отсек) составляют барабан с фронтовыми, задними и боковыми (крайние
блоки) экранами. Средние блоки боковых экранов совместно с выносными циклонами
составляют вторую ступень испарения (соленый отсек).

Двухступенчатая схема испарения обеспечивает
получение пара нужного качества при продувке соленого отсека не более 3%.

Выносные циклоны расположены блоками (по два
циклона в каждом блоке) на потолке котла с левой и правой стороны его.

Сепарационные устройства первой ступени
испарения расположены в барабане и представляет собой сочетание
внутрибарабанных циклонов, барботажной промывки пара и жалюзийных сепараторов.

Сепарационными устройствами второй ступени
испарения являются выносные циклоны. Подвод пароводяной смеси в циклон выполнен
тангенциально по отношению к внутренней образующей циклона.

Для обеспечения нормального солевого режима в
котле предусмотрены:

линия снижения кратности солесодержания;

линия выравнивания солесодержания воды в правой
и левой частях второй ступени испарения;

линии непрерывной продувки циклонов и
периодической продувки нижних камер экранов.

Таблица 2.2.2

Наименование 1 величины

Станционныйномеркотлоагрегата

7-8

9-13

Типмельницы-вентилятора

MB 1600/600/980

MB 2100/800/740

МВ
2120/600/740

Расчетная
(проектная) производительность при R90
= 55 %, т/ч

Вентиляционная
производительность при температуре 140 °С, м3/час

50000

90000

80000

диаметр
ротора, мм

1600

2100

2120

Ширина
рабочих
лопаток, мм

500

800

600

Высота
лопаток, мм

250

(количество
сдвоенных
лопаток, шт

(давление,
развиваемое на номинальной производительности при температуре 140 °С, Па
(кгс/м2)

1765 (180)

Допустимая
температура сушильного агента на входе в патрубок мельницы не более, °С

500

Допустимая
температура сушильного агента за сепаратором мельницы не 5олее, °С

140

180

Тип
электродвигателя

ДАЗО
12-59-8

ДАЗО
14-59-8 (к/а Ст.№ 9) ДАЗО 13-70- 8МУ1

АК 313-42- 8УХЛ4

Установленная
мощность электродвигателя,
кВт

320

500

Частота
вращения ротора, об/мин

740

Номинальный
ток, А

37,5

62 (к/а Ст.№9) 75,5

49,5

Напряжение, В

5000

6000

5000

Смазка роликоподшипников картерная
(мельницы к/а Ст.№ 8-13) и циркуляционно-картерная (к/а Ст.№ 14).

Для привода мельниц-вентиляторов
используются специальные асинхронные электродвигатели.

.3 Топка, горелки

Топка представляет собой первый восходящий
газоход, во втором горизонтальном газоходе расположен пароперегреватель, в
третьем нисходящем газоходе расположен водяной экономайзер (ВЭК) и
воздухоподогреватель (ВЗП),установленные в «рассечку».

Топочная камера открытого типа, призматической
формы, полностью экранирована трубами.В верхней части топки трубы заднего
экрана образуют аэродинамический выступ, который предназначен для улучшения
аэродинамики газового потока на выходе из топки и для частичного затенения
поверхности второй ступени пароперегревателя. Фронтовой и задний экраны в
нижней части образуют скаты «холодной» воронки.

Пароотводящие трубы заднего экрана проходят
внутри газохода котла и служат подвесками заднего экрана. остальные блоки
подвешены за верхние камеры с помощью подвесок к потолочной раме. При нагревании
топочная камера свободно расширяется вниз.

Горелочные устройства

На отметке +8,55 экранные трубы по углам топки
разведены для прохода горелок. Горелки направлены тангенциально к воображаемой
окружности в центре топки.

На котлах ст. 1-7 установлены вихревые газовые
горелки (по 6 штук).

Котлы ст. 9,10,11,14 оборудованы
плоскофакельными горелками(таблица 2.2.3)

Котлы ст. 12,13 с пылеконцентраторами,
оборудованы восемью угловыми прямоточными пылеугольными горелками,
расположенными в два яруса. По углам топочной камеры выше основных горелок
установлено по четыре сбросных горелки, (таблица 2.2.3)

2.4 Система золоулавливания

Золоуловители МВ-мокрого типа

На котлах ст№8-14 установлены Золоуловители
МВ-мокрого типа. Золоуловители МВ-мокрого типа, предназначены для очистки от
золы уходящих дымовых газов при сжигании твердого топлива.

Технические данные золоуловителя
МВ-2700:

Производительность по газу, м3/ч —
320 х 103¸460 х 103

диаметр СЦ ( в свету), мм — 2700

Диаметр горловины ТВ (в свету) мм — 850

температура газа перед

золоуловителем не ниже °С — 135

Гидравлическое сопротивление

золоуловителя, Па (кг/м2) — 1400¸1600
(140¸160)

Расход воды на орошение установки, м3/ч
— 42¸56

давление воды перед гравийными

фильтрами МПа (кгс/см2) — 0,60¸0,70
(6¸7)

давление воды перед форсунками

ТВ, МПа (кгс/см2) — 0,4 (4)

давление воды перед соплами

орошения, МПа (кгс/см2) — 0,012¸0,015
(0,12¸0,15)

трубы, м/с — 55 ¸
70

Установленный ресурс до

кап.ремонта не менее, ч — 24000

Установленный срок службы не менее — 10 лет

Степень очистки, % — 96 ¸
97,5

Запыленные дымовые газы поступают в трубу
Вентури, в конфузоре которой они орошаются водой и достигают скорости 50-70
м/с.

В качестве орошающей воды используется морская
вода, поступающая из турбинного цеха после конденсаторов, или осветленная вода
с золоотвала. В связи с тем, что плотность воды значительно выше плотности
газа, капли воды приобретают в конфузоре и горловине трубы Вентури меньшие
скорости, вследствие чего происходит фильтрация запыленного газового потока
через движущийся водяной фильтр. На каплях происходит осаждение золовых частиц
(коагуляция).

Скоагулированная и крупнофракционнаязоловая пыль
выделяется в центробежном скруббере (СЦ) за счет улиточного ввода газов,
вызывающего их закручивание в СЦ и инерционное осаждение на смоченной
внутренней поверхности.

Уловленные золовые частицы смываются с
внутренней поверхности СЦ орошающей водой через гидрозатвор в канал ГЗУ.

Золоуловитель типа MB
представляет собой сочетание: трубы Вентури-1; центробежного скруббера-2,
последовательно соединенных по ходу дымовых газов. Корпус золоуловителя из
стального листа. Внутренняя поверхность покрыта противокоррозионной защитой.
Подводящий и отводящий газоходы теплоизолированы. Трубы Вентури служат для
коагуляции золовых частиц крупного сечения и состоит из трех основных
элементов:

— Конфузора.

-Горловины.

— Диффузора.

Центробежный скруббер предназначен для выделения
из потока дымовых газов частиц золы, скоагулированных в трубе Вентури, а также
крупнофракционных частиц золы.

Центробежный скруббер выполнен с тангенциальным
вводом газов и пленочным орошением внутренней поверхности цилиндра. Для
орошения в верхней части цилиндра установлен коллектор с тангенциальными
соплами орошения. С целью предупреждения брызгоуноса из каплеуловителя он
оборудован лотком, расположенным над входным патрубком и козырьком,
установленным над соплами орошения.

Нижняя часть каплеуловителя заканчивается
конусом с гидрозатвором. Переход служит для обеспечения плавного ввода газов в
прямоугольный входной патрубок из круглой трубы Вентури.

Гидрозатвор служит для непрерывного
удаления из каплеуловителя образующейся в ней пульпы, а также для обеспечения
при этом воздушной плотности каплеуловителя центробежного скруббера.

.5 Тягодутьевая установка

Двумя дутьевыми вентиляторами
(ВД-18-II) с приводом от двухскоростного электродвигателя оборудованы.к/а
№№ 1-7. Для отсоса дымовых газов на котле установлены два дымососа Д-21,5х2.
Регулирование производительности каждого дымососа осуществляется направляющим
аппаратом шиберного типа.

Дымосос ДН-26, установлен на к/а №№ 9-14.

Дымосос одностороннего всасывания ДН-26 состоит
из ходовой части, улитки, направляющего аппарата, рабочего колеса,
(крыльчатка).Крыльчатка дымососа диаметром 2600 мм состоит из основного диска,
одного конуса, 16 лопаток,

Ходовая часть состоит из вала; литого корпуса,
подшипников (радиально упорного сдвоенного шарикоподшипника и двух
роликоподшипников).

На котлах №№ 9-14, согласно режимным картам
дутьевые вентиляторы(ВДН-18ПУ) при паровой производительности 100-210 тонн в
час работают на I скорости, так как их производительность обеспечивает подачу
необходимого количества воздуха.

Дутьевой вентилятор состоит из улитки, рабочего
колеса, ходовой части и направляющего аппарата.

Улитка выполнена из листовой стали и имеет
оребрения из швеллера для жесткости.

Рабочее колесо представляет сварную конструкцию
состоящую из ступицы и крыльчатки с профилированными, крыловидными, загнутыми
назад лопатками.

Вспомогательное оборудование котельного цеха

Таблица 2.5.1

№
п/п

Наименование
оборудования, основные технические характеристики и тип

Размер
ность

1-я
очередь

2-яочередь

Мельница-вентилятор
MB 2100/800/740
Размольная производительность, при R90=55
% Вентиляционная производительность, при t
=140°С
диаметр ротора Ширина рабочих лопаток Частота вращения ротора количество
лопаток Электродвигатель: ДАЗО 4-14-59 ДАЗО 12-55-6 Мощность Напряжение
Частота вращения

шт.
т/ч м3/ч мм мм об/мин шт. кВт в об/мин

—
—
— — — — — — — —

4
25
90000 2100 800 740 12 500
6000 740

2.2

Питатель
сырого угля Производительность Электродвигатель: ПБ-62У2 Мощность Напряжение
Частота вращения Пределы регулирования частоты вращения Редукторы: РЦД — 350;
передаточное число 16,04 ЦТ — 1450, передаточное число 202,09

шт.
т/ч кВт в об/мин шт. шт.

—
— — — — — — — —

4
25 4,0 220 1500 1-5 4 4

3.1

Дутьевой
вентилятор ВДН-18 ПУ ВДН-1811 Производительность, Скорость вращения, Полное
давление при температуре 6 /20°С Электродвигатель: ДАЗО-12-42-8М У ДАЗО-12-42-6/8
Мощность Число оборотов Номинальный ток, А 177

шт.
тыс.м3/ч об/мин кгс/м кВт об/мин А

—
2 170/130 980/750 390/230 — 2 200/85 980/740 378/177

2
— 125/92 980/750 360/200 2 85
750 177

3.2

Дымосос
ДН — 26 Д21,5хУ Производительность Рабочая частота вращения Полное давление
при температуре газов 100°С Электродвигатель: ДАЗО 216-54-8-У I A3-13-62-10А
Мощность Число оборотов Номинальный ток

шт.
м3/ч об/мин кгс/м2 кВт об/мин А

—
2 241000 580 300 — 2 500 580 62

2
— 267000 740 447 2 630 740
75,5

Шнековое
шлакоудялепие Диаметр шнека Электродии/ атель: А( )-2-5 1-6УЗ Мощность Числооборотов
Напряжение

шт.
мм кВт об/мин В

—
— — — —

2 500
5,5 980 380

На котлах ст.№ 1-6 были установлены
МВ 1600/600/980, на ст.№ 9-13 установлены МВ-2100/800/740 и на котле ст.№14
установлена МВ-2120/600/740.

В таблице 2.5.1 представлены данные
по вспомогательному оборудованию котельного цеха ВТЭЦ-2.

3. анализ работ по
совершенствованию сжигания Павловского угля на ВТЭЦ-2

3.1 Применение колосниковый
«дожигательных» решеток

При сжигании низкосортных бурых углей дальнего
Востока, которые отличаются высокой влажностью, низким коэффициентом
размолоспособности и высокой абразивностью золового остатка размольные элементы
в проектном исполнении служили 500 600
часов. В настоящее время моторесурс мельниц составляет 1300 1500
час.

Одним из технических решений по увеличению
межремонтной компании мельниц-вентиляторов является установка в холодной
воронке котлов дожигательных решеток.

Моноблочные цепные решетки обратного хода
предназначены для дожигания сепарирующих крупных частиц угля при работе
мельниц-вентиляторов в бессепаратном режиме. Дожигательная решетка
спроектирована на базе блочной ленточной цепной решетки, серийно выпускаемой на
Кусинском машиностроительном заводе для слоевых котлов.

Ширина колосникового полотна решетки 500мм.,
расстояние между валами 3000 мм активная площадь зеркала горения 1,2
м2# Под решетку подается холодный воздух с темп.50°С. Для предупреждения
шлакования камера горения экранированная. Дожигательная решетка типа
РДМ-1,1/3,0 Кусинского машиностроительного завода устанавливаются в количестве
2 штук в холодной воронке котлов ст.1-8. Для ликвидации провала в пространстве
между полотнами между полотнами решеток выполнена экранная разведка.

Конструктивно дожигательная решетка представляет
из себя следующее:

Эта сварная рама, состоящая из "щек",
усиленных вертикальными стойками и продельными швеллерами. "Щеки"
соединены между собой поперечными балками, являющимися межзоновыми
перегородками. К "щекам " и межзоновым балкам приварены листы
зольного пола, которые образуют зонные камеры, куда подается воздух,
необходимый для догорания топлива на полотне решетки. На раме установлены на подшипниках
качения два вала — ведущий и ведомый.

Удаление шлака производится шнековым
транспортером — шлак с решеток А и Б попадает в шлаковую ванну с гидрозатвором
и удаляется шпеком в канал ГЗУ. В месте соединения полотен для сбора и удаления
возможных частиц "провала" топлива — установлен приемный бункер с
плотной "мигалкой". Для организации догорания частиц топлива па
полотнах решеток, в зонные камеры организован подвод слабо подогретого воздуха
из ВЗП после 1 ступени. Расход воздуха регулируется шиберами, установленными на
воздуховодах "слева", "оправа", управление которыми
осуществляется с помощью КДУ со ЦТЩУ котлами.

анализ данных испытания и наблюдения за работой
котла с двигательной решеткой позволил сделать следующие выводы:

. Установленные решетки под котлами
обеспечили сжигание топлива при работе MB
в бессепаратном режиме.

Дожигание крупных частиц на решетках
стабилизировало горение топлива в факеле даже при сжигании угля низкого
качества и позволило нести нагрузку на котле от 140 до 210 т/час без подсветки
мазутом.

. При нормальной организации горения на
решетках, выжег шлака в среднем до 3% .

3. КПД котельного агрегата при работе с
дожигатеяьной решеткой практически остался без изменения: 88,4% до установки,
88,5% после установки. Произошло перераспределение составляющих КПД.
Уменьшились потери со шлаком, увеличились потери с уносом и уходящими газами.

Работа котла с дожигательной решеткой имеет свои
достоинства и недостатки.

Достоинства:

а) стабилизация горения в топке в диапазоне
нагрузок

210 т/час без
подсветки мазутом;

б)уменьшение удельных расходов электроэнергии на
пылеприготовление на 4 + 5 квтч/тн при работе MB
в бессепараторном режиме;

в)полный выжег крупных частиц сепарирущих на
дожигательные решетки;

г)увеличение рабочей кампании МБ.

Недостатки:

а) Увеличение горячих в уносе;

б)Увеличение температуры уходящих газов;

в)снижение надёжности работы котла (требуется
останов котла при выходе из строя решетки).

3.2 Работы по увеличению
моторесурса мельниц

Применение на ВТЭЦ-2 пылесистем с
мельницами-вентиляторами показало, что им присущи весьма существенные
органические недостатки: большая величина присоса холодного воздуха (Кпрс =
0,8-1,15, вместо допустимой проектной величины 0,3), в системах пылеприготовления
низкая надежность и ремонтнопригодность, чувствительность мельниц-вентиляторов
к попаданию металла.

К сожалению, проектные организации и
завод-изготовитель, несмотря на выданные на основании опыта эксплуатации
мельниц-вентиляторов на Владивостокской ТЭЦ-2 рекомендации, не предпринимают
никаких мер действенных по их доводке.

Для повышения надежности ,эффективности и
снижения трудо- ёмкости ремонта Оборудования пылеприготовления силами станции
были выполнены следующие реконструкции и работы:

1. Наплавка изношенных рабочих
лопаток ротора, в заводском изготовлении (состоящих из двух половинок)
электродами Т-62С. Срок службы лопаток при этом не превышал 700800
часов,

Низкая производительность и большая трудоёмкость
ручной наплавки привели к отказу от увеличения срока служба лопаток этим
способом.

. Переход на цельные лопатки. Проверка
износоустойчивости лопаток из разных марок сталей (ст.3,танковая
броня,ст.110Г13Л).

Удельный Износ лопаток сt.3
— 16,5 Гр/т. Изст. 110Г13А ст.,110Г13А — 14,8 гр/т, из танковой брони —
13,5 гр/т.)

. Работа по защите изношенных мест
лопаток износсоустойчивыми накладками.

Работа не была закончена из-за хрупкости
накладок и поломки их в результате попадания в мельницу металла.

Были получены следующие предварительные данные.
Удельный износ металла накладки -0,262 г/т и Износ металла вместе с накладкой
(общий удельный Износ) — 12г/т. Удельный износ металла лопаток без наплавок
-14,4 г/т.

4. Выбор оптимальной конструкции профиля
мелющей лопатки с точке зрения равномерности её износа для увеличения срока
службы.

В настоящее время срок службы литых лопаток
переменного профиля, предложенных Дальтехэнерго из марганцовистой стали 110Г13Л
составляет 1400 часов.

. Произведена замена отсекающих шиберов
перед мельницей. Шибер заводской конструкции не обеспечивал плотного отключения
мельницы, являясь местом присосов холодного воздуха, часто выходили из строя
из-за заклинивания

. Отказ от установки металлоуловителя в
нижней части улитки

из-за трудности уплотнении дверцы
металлоуловителя и так как дверца- металлоуловителя располагалась ниже отметки
уровня

В целом состояние характеризуется
высокой повреждаемостью пылесистем, крайне редки случаи остановки в плановый
ремонт — на один плановый ремонт приходится 25,2 внеплановых. С годами, по мере
старения оборудования, повреждаемость имеет явную тенденцию к увеличению.

Так на 1000 часов работы для
МВ-2100/800/740 на ожидание ремонта приходится 564,5 час, нахождение в ремонте
135,5 час, в резерве 1492 час. Для мельниц MB-1600/600/980 эти
показатели намного лучше. Количество пылесистем (из 4-х штук) постоянно готовых
к работе или находящихся в ремонте колеблется в пределах 2,16-2,7.

В связи с ухудшением качества
топлива и высокой его абразивностью установлена допустимая наработка часов для
мельниц котлов ст. № 8-14 — 800 час. Из них пылесистема котла 8 работает в
бессепараторном режиме.

Перевод котлоагрегатов на
ВИР-технологию положительно сказался и на работе мельниц-вентиляторов. За счет
угрубления помола топлива кратность прохождения угля через мельницу снизилась,
что позволило довести наработку механизма до тысячи двухсот часов, против
девятисот часов. Угрубление помола топлива достигнуто за счет демонтажа из
сепараторов мельниц-вентиляторов сепарационных лопаток.

Также положительно сказался отказ
руководства «Приморской генерации» и ВТЭЦ — 2 от использования не проектной
брони в виде рельс, и разрезанного на бруски металлопроката, и выбракованных
участков паропровода. более тщательному приему мельниц-вентиляторов из ремонта
с соблюдением всех необходимых зазоров и уплотнений, исключающих перетоки
топлива внутри улитки мельницы-вентилятора.

В ремонт мельница выводится чаще
всего из-за износа брони, лопаток, реже ведется заменяя ротора и рабочего
колеса.

3.3 Вихревое сжигание по
схеме «Политехэнерго»

На котлах ст. № 1 ¸
8 изменена схема сжигания за счёт внедрения ВИР-технологии по проекту ОАО
«Политехэнерго» путём установки дефлекторно-соплового устройства в шлаковом
комоде топки для создания аэродинамического вихря в устье холодной воронки и
путем дополнительной реконструкции горелок. павловский
уголь сжигание энергетика

ВИР-технология (Внедрение, Инновация,
Реконструкция) охватывает сжигание всего диапазона твёрдого топлива, включая
каменный уголь. На её основе созданы новые технологические продукты, которые
широко используются на энергетическом рынке. При ВИР-технологии сжигания
перераспределение масс топлива в нижнюю часть топочной камеры осуществляется
гравитационным и инерционным путем, а так же за счет эжекционной способности
потока нижнего дутья. Она построена на современных приёмах аэродинамики и после
модернизации создаёт в топочной камере две зоны горения — низкотемпературную
вихревую в нижней части топки и высокотемпературную в верхней, обеспечивая
интенсивное дожигание. Верхние горелки работают в режиме дожигания, с подачей в
них топлива тонкого помола. Рассредоточенная подача топлива и воздуха, а также
внутритопочное рециркуляционное движение являются мощными инструментами
низкоэмиссионного горения с высокой тепловой эффективностью топки. С 2002 г. и
по настоящее время ООО «Политехэнерго» проводит на Владивостокской ТЭЦ-2 (без
официального участия ДВГТУ) работы по внедрению вихревого сжигания на
павловском и харанорском бурых углях. Реконструировано восемь котлов БКЗ-210
первой очереди ТЭЦ с мельницами вентиляторного малого типоразмера МВ-1600, что
позволило увеличить моторесурс мельниц и достичь номинальной производительности
котлов, ранее ограниченной недостаточной производительностью мельниц.

кроме решения проблем повышения
надежности работы оборудования, связанных с взрывобезопасностью и снижением
затрат на пылеприготовление, а так же с уменьшением шлакования топочных,
полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева, ВИР-технология позволяет
одновременно расширить диапазон эксплуатационных нагрузок, повысить
экономичность и экологическую безопасность работы котельных установок.

Перевод котлоагрегатов на
ВИР-технологию положительно сказался и на работе мельниц-вентиляторов котлов
первой очереди. За счет угрубления помола топлива кратность прохождения угля
через мельницу снизилась, что позволило довести наработку механизма до тысячи
двухсот часов, против девятисот часов. Угрубление помола топлива достигнуто за
счет демонтажа из сепараторов мельниц-вентиляторов сепарационных лопаток.

По результатам испытаний ООО
«Политехэнерго» экологические показатели работы котла с переходом на
ВИР-технологию значительно улучшились. Применение ВИР- технологии снижает
избыток воздуха в горелках, направляя часть вторичного воздуха вниз топки. Это
приводит к уменьшению образования топливных оксидов азота. кроме того, в нижней
части топки в вихревой зоне образуется область с полувостановительным горением,
в которой часть ранее оксидов азота восстановливается до атмосферного N2. снижение
максимальной температуры газов в топочной камере до величины 1150-1170 С,
исключает образование термических оксидов азота.

Из-за ухудшения качества топлива на котлах
первой очереди произошло снижение паропроизводительности по причине ограничения
сушильной и размольной производительности пылесистем. Для обеспечения
номинальной производительности на котлах первой очереди (ст. № 1 ¸
8) был опробован ряд технических решений, направленных на увеличение размольной
производительности МВ. В конце 80-тых годов на котлах ст. № 2 ¸
8 была внедрена бессепараторная схема с дожиганием крупных частиц (выпадающих
из факела) на беспровальной цепной решетке (БЦР — разработчик НПО ЦКТИ),
размещаемой в устье холодной воронки топки. Данная схема находилась в
эксплуатации до 2003 года.

Однако, из-за недостатков этой схемы
сжигания (низкая эксплуатационная надежность БЦР, значительные присосы воздуха
в топку, обусловленные конструктивными особенностями узлов примыкания решетки к
топке, значительный вынос несгоревших частиц топлива с уходящими газами) был
продолжен поиск альтернативных решений. Одним из них явилась замена БЦР на
схему с горизонтальным аэродинамическим вихрем в устье холодной воронки топки
(ВИР-технология — разработчик ООО «Политехэнерго»), с соответствующей модернизацией
горелок. В период 2003 ¸ 2004
годов на схему сжигания ВИР-технологии были переведены 7 котлов (ст.№№ 1 ¸ 4, 6 ¸ 8), а
в 2008 году дополнительно введён ещё один котёл (ст. № 5).

основные статистические данные, характер и год
реконструкции котлов ВТЭЦ-2 даны в таблице 2.

Статистические данные котлов БКЗ-210-140Ф ст. №
1 ¸
14 ВТЭЦ-2

Таблица 2

К/А
ст. №

Дата
ввода в эксплуатацию

№зав.
/ №рег.

Наработка
с начала эксплуатации на 01.12.2009 г., час

Год
реконструкции (модернизации)

характер
реконструкции

17.10.1974

1044/3030

184905

2003

ВИР-технологии

29.04.1976

1194/3174

182164

2004
(2008)

ВИР-технологии

24.06.1978

1292/3377

164285

1986

Плоскофак.
гор.

27.01.1979

1352/3499

168366

1984

Плоскофак.
гор.

29.02.1980

1416/3585

159503

1993

Плоскофак.
гор.

04.11.1981

1496/3711

150186

16.08.1983

1523/3851

146593

02.10.1998

1667/5198

62339

3.4 Применение кипящего
слоя

На станции ВТЭЦ-2 в «чистом» виде
кипящий слой применялся в 1984г., и не более 1 года. Эту технологию сжигания
применили из-за недовыработки котлом пара, производительность не
соответствовала номинальной нагрузке по причине малой производительности
пылесистемы 1-й очереди (малый типо размер мельницы вентилятора 1600/600/980) и
по низкой калорийности сжигаемого угля. При проектировании калорийность угля
рассчитали 2900 ккал/кг, но в процессе эксплуатации ,она снизилась до 2400
ккал/кг. Реконструкцию под кипящий слой, произвели на котлоагрегате № 3. Была
заварена «холодная воронка котла»,убраны шнековые ванны. Воздух подводи 2
вентилятора ВКС (вентилятор кипящего слоя), всас воздуха шел со слабо
подогретой зоны ВЗП 1 ступени.

Эта схема просуществовала около 1
года, потом применять её не стали по причине сильного абразивного износа
поверхностей нагрева (экранов).

достоинства:

высокий КПД

нет присосов воздуха

недостатки:

абразивный износ поверхностей
нагрева

высокая опасность эксплуатации

появились проблемы по
золошлакоудалению

4. Анализ ремонтных
компаний угольных котлов в 2010-2011г

.1 Наработка числа часов
в работе котельного оборудования

В таблице 4.1.1 приведены данные по
наработке часов котельного оборудования и его паркового ресурс на 01.01.2011 г.

Таблица 4.1.1 — Наработка часов котельного
оборудования

№
п/п

Котлоагрегат

Паропровод

Наработка
часов за 2011

Наработка

Парковый
ресурс

Наработка

Парковый
ресурс

К/а
№7

192,166

300,000

104,32

250,000

6134

К/а
№8

189,512

300,000

25,82

200,000

5888

К/а
№9

171,084

300,000

56,582

200,000

6113

К/а
№ 10

174,763

300,000

58,277

200,000

6977

К/а
№ 11

171,809

300,000

165,027

175,000

6782

К/а
№ 12

163,876

300,000

157,733

200,000

6143

К/а
№ 13

160,212

300,000

153,877

150,000

6335

К/а
№ 14

75,339

300,000

69,536

250,000

5803

Исходя из таблицы 4.1 видно, что
максимальная наработка часов приходиться на котлоагрегат №7 192,166 тыс. часов,
и наименьшая наработка часов у котлоагрегата №14 69,536 тыс. часов, что
объясняется наиболее ранней датой ввода в эксплуатацию (1974 г) и более поздней
датой ввода в эксплуатацию (1999 год) соответственно, при одинаковом для всех
котлоагарегатах парковом ресурсе. Фактический Износ котлоагрегата №7 составляет
64,05 %, а у котла №14 составляет 23,18 %.

Наработка паропроводов

Для передачи рабочего тела (пара) от
котлоагрегата к турбине существуют паропроводы. Котельный цех ВТЭЦ-2 с поперечными
связями. Это значит что все котлоагрегаты связаны друг с другом поперечными
паропроводами. Что позволяет перебрасывать пар в любом нужном направлении.

Как видно из таблицы 4.1.1 срок службы
парапроводов подходит к концу и для продления необходимо снижение параметров
пара: давление до 125 кгс/см и температуры перегрева до 545 °С. Максимальная
наработка часов паропроводов составляет 165,03 тыс. часов при парковом ресурсе
175,000 тыс. часов у котлоагрегата №11, фактический Износ составляет 94,3 %. Минимальная
наработка часов паропроводов 25,82 тыс. часов при парковом ресурсе 200,000 тыс.
часов у котлоагрегата №8, фактический Износ составляет 12,91%

Характеристика главных паропроводов
Владивостокской ТЭЦ — 2 на 1 января 2005 года.

Таблица 4.1.2

Наименование
Агрегата

Типоразмер
DxS

Марка
стали

Длина
м

Год
Зам ВТО

к/а№
7

273
х 36

15Х1М1Ф
гибы 12Х1МФтр

Зам
1990

к/а
№8

273
x 32

12Х1МФ

Вто1997

к/а
№9

273
х 32

15Х1М1Ф

104

Зам
1999

к/а№
10

273
х 32

15Х1М1Ф

Зам2000

к/а
№ 11

273
х 32

12Х1МФ

Пр1996

к/а№
12

273
х 32

12Х1МФ

Пр1996

к/а№
13

273
х 32

12Х1МФ

Пр1998

к/а№
14

273
х 36

15Х1М1Ф

—

п.с.
к/а № 7 — 8

325
х 38

12Х1МФ

Вто1993

п.с.
к/а № 9 — 10

325
х 38

12Х1М1Ф

117

Вто1995

п.с.
к/а № 11

325
х 38

12Х1МФ

Вто1996

п.с.
к/а№ 12-14

377
х 50

15Х1М1Ф

149

Зам
1992

п.с.
к/а №15 — 16

377
х 50

15Х1М1Ф

192

Зам
1990

Роу
№ 2

219×25

12Х1МФ

Вто1996

Роу
№ 3

219×25

12Х1МФ

Вто1995

Броу
№ 1

219×25

12Х1МФ

—

Броу№
2

219×32

12Х1МФ

Зам
1992

Броу№
3

219×32

12Х1МФ

Зам1990

4.2 характеристика
ремонтных работ

Таблица 4.2.1. капитальных и средних ремонтов по
продолжительности.

№

Характеристика
оборудования

Ст.

Вид

Сроки
ремонта

п/п

№

рем

По
плану

простой
кал. дни

Фактически

нач.

оконч.

нач.

оконч

БКЗ-210-140
Ф

ТР

01.10

02.11

01.10

02.11

БКЗ-210-140
Ф

СР

11.07

07.08

11.05

06.06

БКЗ-210-140
Ф

ТР

08.08

08.09

08.06

30.06

10.

БКЗ-210-140
Ф

ТР

15.03

08.05

15.03

08.05

11.

БКЗ-210-140
Ф

СР

30.04

25.06

30.04

25.06

12.

БКЗ-210-140
Ф

ТР

15.05

05.06

15.05

05.06

13.

БКЗ-210-140

СР

02.09

30.09

02.09

06.10

14.

БКЗ-210-140

ТР

09.03

31.03

09.03

30.03

Реконструкция Владивостокской ТЭЦ-2 с переводом
оборудования на сжигание природного газа (с внедрением инновационных технологий
и конструктивных решений по подготовке и подаче топлива). Переведены к/а БКЗ
-210-140Ф ст.№1-6 на газовое топливо, смонтированы мазутонасосная с обвязкой
трубопроводами, сливная эстакада, приемная емкость, резервуары №1-3,
технологические эстакады.

Реализация данного проекта
направлена на обеспечение надежного электроснабжения существующих и
перспективных потребителей Приморского края, улучшение экологической ситуации в
городе Владивостоке.

Анализ качества ремонтов котлоагрегатов СП
ВТЭЦ-2 в 2011 году.

В ремонтную компанию 2011 года на котлоагрегатах
СП ВТЭЦ-2 проведен следующий вид ремонтов:

· Средний ремонт — к/а №№ ;

· Текущий ремонт

Ниже приведены основные ТЭП оценки качества
ремонтов, табл.4.2.1..

Табл.4.1

Параметр

основные
технико-экономические показатели котлоагрегатв до и после ремонта.

к/а
№ 8

к/а
№ 9

к/а
№ 10

к/а
№ 11

к/а
№ 12

к/а
№ 13

к/а
№ 14

до

после

до

после

до

после

до

после

до

после

до

после

до

после

Производительность,
т/ч

190

210

164

206

153

203

161

210

174

210

180

210

Температура
ух. газов, 0 С

164

157

163

158

156

149

164

155

162

159

152

162

155

Присосы,
%

100

КПД
брутто, %

86,03

86,55

85,83

86,73

85,28

86,79

85,94

87,03

87,54

87,93

86,67

87,9

86,18

87,08

Котлоагрегат ст. № 7.

С 01.10 по 02.10 на котлоагрегате
проведен текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены
экспресс-испытания для определения качества ремонта. В результате проведенного
ремонта улучшились следующие показатели экономичности:

Присосы в конвективные газоходы
уменьшились на 5 % но остались выше нормативных на 24 %; присосы в
золоуловитель и дымососы снизились на 4 % но остались на 5 % выше нормативных;
потеря тепла с уходящими газами снизилась на 0,77 % но осталась выше
нормативной на 0,47 %; потеря тепла с механическим недожогом топлива снизилась
на 0,53 % но осталась выше нормативной на 0,182 %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 0,6 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,4 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах снизилось на 41 мг/нмЗ ; КПД "брутто" увеличился на 1,4 %.

Достичь нормативных
технико-экономических показателей в результате ремонта не удалось в силу
следующих обстоятельств:

Объемы работ по снижению присосов в
золоуловители и конвективную шахту соответствовали объемам текущего ремонта но
были ниже необходимых по техническому состояния золоуловителей.

Котлоагрегат ст. № 8.

С 11.05 по 06.06 на котлоагрегате
проведен текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены
экспресс-испытания для определения качества ремонта. В результате проведенного
ремонта улучшились следующие показатели экономичности:

Присосы в конвективные газоходы не
изменились но остались выше нормативных на 4%; присосы в золоуловитель и
дымососы снизились на 1 %; потеря тепла с уходящими газами снизилась на 0,35 %
но осталась выше нормативной на 0,92%; потеря тепла с механическим недожегом
топлива снизилась на 0,15 но осталась выше нормативной на ОД %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 0,98 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,4 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах снизилось на 79 мг/нмЗ ; КПД "брутто" увеличился на 0,41%.

Достичь нормативных
технико-экономических показателей в результате ремонта не удалось из-за
сверхнормативных потерь с уходящими газами и механическим недожегом.

Котлоагрегат ст. № 9.

С 08.06 по 30.06 на котлоагрегате
проведен текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены
экспресс-испытания для определения качества ремонта. В результате проведенного
ремонта улучшились следующие показатели экономичности:

Присосы в конвективные газоходы
снизились на 4 % но остались выше нормативных на 10 %; присосы в золоуловитель
и дымососы снизились на 3 % ; потеря тепла с уходящими газами снизилась на 1,9
% но осталась выше нормативной на 1,4%; потеря тепла с механическим недожегом
топлива снизилась на 2,2 % но осталась выше нормативной на 0,4 %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 0,5 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,3 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах снизилось на 20 мг/нмЗ ; КПД "брутто" увеличился на 4,5 %.

Достичь нормативных технико-экономических
показателей в результате ремонта не удалось из-за сверхнормативных потерь с
уходящими газами и механическим недожегом.

Котлоагрегат ст. № 10.

С 09.09 по 30.09 на котлоагрегате проведен
текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены экспресс-испытания для
определения качества ремонта. В результате проведенного ремонта улучшились
следующие показатели экономичности:

Присосы в конвективные газоходы не
изменились но остались выше нормативных на 2 %; присосы в золоуловитель и
дымососы снизились на 1 % но остались на 6 % выше нормативных; потеря тепла с
уходящими газами снизилась на 0,59 % но осталась выше нормативной на 0,23 %;
потеря тепла с механическим недожегом топлива снизилась на 0,87 % но осталась
выше нормативной на 0,17 %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 1,3 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,2 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах снизилось на 33 мг/нмЗ ; КПД "брутто" увеличился на 1,26 %.

Достичь нормативных
технико-экономических показателей в результате ремонта не удалось, кроме в силу
следующих обстоятельств:

Котлоагрегат ст. № 11.

С 30.04 по 25.06 на котлоагрегате
проведен текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены
экспресс-испытания для определения качества ремонта. В результате проведенного
ремонта улучшились следующие показатели экономичности:

Присосы в конвективные газоходы
снизились на 3% но остались выше нормативных на 26%; присосы в золоуловитель и
дымососы снизились на 3 % но остались на 17 % выше нормативных; потеря тепла с
уходящими газами снизилась на 0,61 % но осталась выше нормативной на 1,55%;
потеря тепла с механическим недожегом топлива снизилась на 0,33 % но осталась
выше нормативной на 0,38 %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 0,77 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,8 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах снизилось на 132 мг/нмЗ ; КПД "брутто" увеличился на 1,3%.

Объемы работ по снижению присосов в
золоуловители и конвективную шахту соответствовали объемам текущего ремонта но
были ниже необходимых по техническому состоянию котла.

Котлоагрегат ст. № 12.

С 15.05 по 05.06 на котлоагрегате
проведен текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены
экспресс-испытания для определения качества ремонта. В результате проведенного
ремонта улучшились следующие показатели экономичности: Присосы в конвективные
газоходы снизились на 5 % но остались выше нормативных на 5 %; присосы в
золоуловитель и дымососы снизились на 1 % ; потеря тепла с уходящими газами
снизилась на 0,25 % но осталась выше нормативной на 0,79 %; потеря тепла с
механическим недожегом топлива снизилась на 0,3 % и осталась ниже нормативной
на 0,37 %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 0,26 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,6 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах увеличилось на 24 мг/нм в результате повышения тонины помола; КПД
"брутто" увеличился на 0,57%.

Достичь нормативных
технико-экономических показателей в результате ремонта не удалось, кроме
присосов в золоуловитель и дымососы, в силу следующих обстоятельств:

Объемы работ по снижению присосов в
конвективную шахту соответствовали объемам текущего ремонта но были ниже
необходимых по техническому состояния.

Присосы в конвективные газоходы
снизились на 5 % но остались выше нормативных на 5 %; присосы в золоуловитель и
дымососы снизились на 1 % потеря тепла с уходящими газами снизилась на 0,25 %
но осталась выше нормативной на 0,79 %; потеря тепла с механическим недожегом
топлива снизилась на 0,3 % и осталась ниже нормативной на 0,37 %;

Котлоагрегат ст. № 13.

С 02.09 по 06.10 на котлоагрегате
проведен текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены
экспресс-испытания для определения качества ремонта. В результате проведенного
ремонта улучшились следующие показатели экономичности:

Присосы в конвективные газоходы
снизились на 5 % но остались выше нормативных на 23 %; присосы в золоуловитель
и дымососы снизились на 5 % но остались выше нормативных на 7 %; потеря
тепла с уходящими газами снизилась на 0,48 % но осталась выше
нормативной на 1,13 %; потеря тепла с механическим недожегом топлива снизилась
на 0,58 % стала ниже нормативной на 0,55 %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 0,77 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,6 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах увеличилось на 24 мг/нмЗ в результате повышения тонины помола ; КПД
"брутто" увеличился на 0,57%.

Объемы работ по снижению присосов в
конвективную шахту и золоуловитель соответствовали объемам текущего ремонта но
были ниже необходимых по техническому состояния.

Котлоагрегат ст. № 14.

С 09.03 по 30.03 на котлоагрегате
проведен текущий ремонт. после ремонта на котлоагрегате проведены
экспресс-испытания для определения качества ремонта. В результате проведенного
ремонта улучшились следующие показатели экономичности: присосы в конвективные
газоходы снизились на 3% но остались выше нормативных на 15%; присосы в
золоуловитель и дымососы снизились на 7 % но остались на 30 % выше нормативных;
потеря тепла с уходящими газами снизилась на 0,61 % но осталась выше
нормативной на 1,65%; потеря тепла с механическим недожегом топлива снизилась
на 0,06% и осталась ниже нормативной на 1,1 %;

Удельный расход электроэнергии на
пылеприготовление снизился на 0,63 квт*ч/т.т; удельный расход электроэнергии на
тягу и дутье снизился на 0,5 квт*ч/т,п; содержание оксидов азота в дымовых
газах снизилось на 131 мг/нмЗ ; КПД "брутто" увеличился на 0,66%.

Была произведена замена направляющих
лопаток сепаратора.

достичь нормативных
технико-экономических показателей в результате ремонта не удалось в силу
следующих обстоятельств:

Объемы работ по снижению присосов в
золоуловители и конвективную шахту соответствовали объемам текущего ремонта но
были ниже необходимых по техническому состояния.

Исходя из выше приведенного можно
сделать следующий вывод: Проведенные ремонты способствовали улучшению технико-
экономических показателей котлоагрегатов в целом, хотя стоит отметить
отклонение от нормативных значений.

На основной массе котлов наблюдается
отклонение от нормативного значения потерь с уходящими газами и механическим
недожегом. основной причиной превышения этих потерь над нормативными являются
высокие присосы в конвективную часть, золоуловители и газоходы.

основными недоделками по
ремонтирующемуся оборудованию уже много лет являются:

Незаконченные сварочные работы по
обшиве котлоагрегатов Незаконченные работы по установке тепловой изоляции как
на сам котлоагрегат, так и на прилегающие трубопроводы.

Не производится ремонт площадок
обслуживания основного и вспомогательного оборудования.

Не полностью выполненные объемы по
ремонту тягодутьевых механизмов и мельниц-вентиляторов (механизмы идут в работу
без должной обкатки).

Работы по восстановлению обмуровки в
пароперегревателях и шлаковых камодах.

работы по восстановлению ножей
гидрозатворов холодной воронки работы по ремонту шнековых ванн.

Работы по ремонту гарнитуры котлов
(люков топки, пароперегревателя, воздухоподогревателя, экономайзера).

работы по ремонту золосмывных
устройств на эл. фильтрах работы по ремонту труб «Вентури» и скрубберов, как по
металлу, так и по антикоррозийной защите

Не проводятся работы по нанесению
антикоррозионного покрытия, как на оборудование, так и на трубопроводы,
газоходы, воздуховоды, несущие конструкции находящиеся в цеху и на открытом
воздухе.

Уборка оборудования после ремонта
выполняется не своевременно Гидроуборка котлов производится крайне редко и
зачастую тогда когда оборудование уже находится в работе. Наладка оборудования
КИП и А также происходит уже на рабочем оборудовании и не в полном объеме.
Восстановление элементов дистанционирования, и золозащиты пароперегревателей,
экономайзеров также систематически выполняются не в полном объеме.

.3 Оценка технического
состояния котлов

Оценки технического состояния котла
№7 до 29.07 и после ремонта 20.09. 2011 г. и № 8 до ремонта 01.11. 2011 г. и
после ремонта 22.11. 2011г.

Показатель

Значения
показателя к/а ст.7

значения
показателя к/а ст.8

НТД
на 2011г.

до
ремонта

после
ремонта

НТД
на 2011г.

до
ремонта

после
ремонта

Топливо

смесь
б.у.

Влажность
рабочая, %

38,9

42,5

41,4

38,9

42,5

40,4

Зольность
рабочая, %

18,2

15,2

16,9

18,2

15,2

17,3

Низшая
теплота сгорания

2495

2449

2487

2495

2449

2429

Паропроизводительность
котла приведенная к номинальным параметрам, т/ч

210

174,5

205

210

190

210

Количество
работающих горелок, шт.

давление
перегретого пара, кгс/см2

125

124

125

124

температура
перегретого пара,

545

541

543

545

541

543

Температура
питательной воды,

210

193

210

193

204

Избыток
воздуха за промперегревателем

1,27

1,44

1,3

1,27

1,44

1,31

Присосы
холодного воздуха в топку, %

—

Присосы
в конвективные газоходы котла, %

Присосы
в золоуловитель и дымососы, %

Разрежение
в верху топки, кгс/м2

-3

-2

-3

Разряжение
перед дымососом "А"/"Б",%

—

181

175

—

162

Степень
открытия направляющего аппарата дымососа "А"/"Б",%

—

100/100

82/80

—

100/100

82/82

Степень
открытия направляющего аппарата дутьевого вентилятора
"А"/"Б",%

—

42/42

45/45

—

42/42

45/45

потеря
тепла с уходящими газами приведенная, %

9,34

10,75

9,83

9,34

10,75

10,15

потеря
тепла с хим. недожегом, %

Потеря
тепла с мех. недожегом, %

2,608

2,87

2,73

2,608

2,87

2,59

КПД
котла "брутто" приведенный, %

87,52

85,73

86,87

87,52

86,03

86,55

Удельный
расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт*ч/т.т

10,5

13,11

10,55

10,5

13,11

10,8

Удельный
расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт*ч/т п

5,4

8,9

6,2

5,4

8,9

6,4

Содержание
NО21,4 в дымовых газах за ковективной шахтой (при a=1.4), мг/нм3

320

427,0

386

320

427,0

397

Котлоагрегат 7

Во время осмотра был на реконструкции по
сжиганию газа. В целом состояние его удовлетворительно.

Котлоагрегат № 8

Не закончены работы по замене обшивы топки на
надтрубную обмуровку, проблемная зона примыкания газозаборных окон, обмуровка
пароперегревателя также требует пристального внимания повреждена но только
кирпичная кладка, но и несущие и разгрузочные полки пришли практически в
полную негодность к эксплуатации. Нарушена трассировка трубопроводов
в пределах котла пробоотборные точки тля химического контроля проходят
по котлу в полном беспорядке, не закуплены и тоже требуют полной
замены и перетрассировки. По поверхностям нагрева экономайзер 1 ступени,
воздухоподогреватель 1 ступени, потолочный пароперегреватель требуют замены.
Необходима полная замена тепловой изоляции. Клямерные соединения и упоры не
работоспособны на 80%, опорно-подвесная система трубопроводов, экранов,
пароперегревателей, газозаборных шахт тоже требует внимания. Износ металла
стволов газозаборных шахт. Обшива конвективной шахты и горизонтального газохода
также нуждается в замене. Максимальная нагрузка котла доходит до 190 т/ч, в
работе 3 пылесистемы, tух=140-150
, tпп=545

Котлоагрегат № 9

необходима срочная замена установки собственного
конденсата, экономайзера 2 ступени, потолочного пароперегревателя,
пароперегревателя 4 ступени, на котле наиболее неудовлетворительное состояние
обшивы топки, обшивы конвективной шахты от воздухоподогревателя 2 ступени до
поддона, крайний износ пылепроводов, горелок, как корпусов, так и насадок,
проблемная зона примыкания газозаборных окон, Износ металла стволов
газозаборных шахт и кирпичной кладки. Обмуровка пароперегревателя также требует
пристального внимания — повреждена не только кирпичная кладка, но и несущие и
разгрузочные полки пришли практически в полную негодность к эксплуатации.
Нарушена трассировка трубопроводов в пределах котла — пробоотборные точки для
химического контроля проходят по котлу в полном беспорядке, не закреплены и
тоже требуют полной замены и перетрассировки. Необходима полная замена тепловой
изоляции. очень много дыр, искр в области примыкания горелок. практически все
площадки обслуживания подлежат полной замене. Клямерные соединения и упоры не
работоспособны на 80%, опорно-подвесная система трубопроводов, экранов,
пароперегревателей, газозаборных шахт тоже требует внимания. Максимальная
нагрузка котла 170т/ч ,tпп=545,

Котлоагрегат № 10

после проведения ремонта в 2007 году особых
проблем не вызывает все поверхности нагрева на котле находятся в хорошем
состоянии, единственный вопрос остался открытым это необходимость в замене
обшивы конвективной шахты. Необходима замена установки собственного конденсата.
максимальная нагрузка 160т/ч , tпп=540

Котлоагрегат № 11

Наиболее важный вопрос о замене
следующих поверхностей нагрева экономайзер 1 ступени (заглушено 70%
фронтального блока), экраны топки, потолочный пароперегреватель
по замерам «Дальтехэнерго» приблизились к критическим значениям,
воздухоподогреватель 1 ступени также отглушен на 35%. На котле наиболее неудовлетворительное
состояние обшивы конвективной шахты от воздухоподогревателя 2 ступени до
поддона. крайний износ пылепроводов, горелок, как корпусов, так и насадок,
проблемная зона примыкания газозаборных окон, Износ металла стволов
газозаборных шахт и кирпичной кладки. Обмуровка пароперегревателя также требует
пристального внимания — повреждена не только кирпичная кладка, но и несущие и
разгрузочные полки пришли практически в полную негодность к эксплуатации.
Нарушена трассировка трубопроводов в пределах котла пробоотборные точки для
химического контроля проходят по котлу в полном беспорядке, не закреплены и
тоже требуют полной замены и перетрассировки. Необходима полная замена тепловой
изоляции. состояние почти дошло до критического, очень много искр в области
примыкания горелок. Практически все площадки обслуживания подлежат полной
замене. Клямерные соединения и упоры не работоспособны на 80%, опорно-подвесная
система трубопроводов, экранов, пароперегревателей, газозаборных шахт тоже
требует внимания.

Котлоагрегат № 12

На котле наиболее
неудовлетворительное состояние обшивы топки, обшивы конвективной шахты от
воздухоподогревателя 2 ступени до поддона. крайний износ пылепроводов, горелок,
как корпусов, так и насадок, проблемная зона примыкания газозаборных окон,
Износ металла стволов газозаборных шахт и кирпичной кладки. Обмуровка
пароперегревателя гакже требует пристального внимания — повреждена не только
кирпичная кладки, но и несущие и разгрузочные полки пришли практически в полную
негодность к эксплуатации. Нарушена трассировка трубопроводов в пределах котла
пробоотборные точки для химического контроля проходят по котлу и полном
беспорядке, не закреплены и тоже требуют полной замены и перетрассировки.
Необходима полная замена тепловой изоляции. критическое состояние ,очень много
искр,в области примыкания горелок, обслуживать котел опасно для жизни.
Практически все площадки обслуживания подлежат полной замене. Клямерные
соединения и упоры не работоспособны на 80%, опорно-подвесная система
трубопроводов, экранов, пароперегревателей, газозаборных шахт тоже требует
внимания. По состоянию поверхностей нагрева наиболее серьезными являются
состояние экранов холодной воронки, потолочного пароперегревателя.

Котлоагрегат № 13

На котле наиболее
неудовлетворительное состояние обшивы топки, обшивы конвективной шахты от
воздухоподогревателя 2 ступени до поддона, горизонтального газохода. крайний
износ пылепроводов, горелок, как корпусов, так и насадок, проблемная зона
примыкания газозаборных окон, Износ металла стволов газозаборных шахт и
кирпичной кладки. Обмуровка пароперегревателя также требует пристального
внимания — повреждена не только кирпичная кладка, но и несущие и разгрузочные
полки пришли практически в полную негодность к эксплуатации. Нарушена
трассировка трубопроводов в пределах котла — пробоотборные точки для
химического контроля проходят по котлу в полном беспорядке, не закреплены и
тоже требуют полной замены и перетрассировки. Необходима полная замена тепловой
изоляции. практически все площадки обслуживания подлежат полной замене.
Клямерные соединения и упоры не работоспособны на 80%, опорно-подвесная система
трубопроводов, экранов, пароперегревателей, газозаборных шахт тоже требует
внимания. По состоянию поверхностей нагрева наиболее серьезными являются состояние
экранов холодной воронки, экранов аэродинамического выступа, потолочного
пароперегревателя, воздухоподогревателя 1 ступени, требуется замена установки
собственного конденсата. Очень запылено.

Котлоагрегат № 14

после проведения ремонта в 2007 году особых
проблем не вызывает, все поверхности нагрева на котле находятся в хорошем
состоянии, единственный вопрос остался открытым это необходимость в замене
обшивы конвективной шахты, требуется замена подвесных кубов
воздухоподогревателя 1 ступени замена узлов примыкания горелок к топке.
Неудовлетворительное состояние основного и вспомогательного оборудования
котельного цеха ВТЭЦ-2, большое количество отказа оборудования.

Выполнена модернизация к/а7,8,10,11,14; т/а
2,4,5,6, электротехнического оборудования.

Выполнена Модернизация МВ, ПСУ, ТДМ к/а №7-14,
модернизация арматуры, поверхностей нагрева, трубопроводов высокого и низкого
давления. Реализация данного проекта направлена на повышение надежности работы
оборудования Владивостокской ТЭЦ-2.

Реконструкция ограждения береговой
насосной СП ВТЭЦ-2. Реализация данного проекта
необходима для совершенствования системы физической защиты производственного
объекта.

Выполнена рекультивация 5,0 га площадей
золоотвала. Реализация данного проекта необходима вследствие перевода
оборудования ВТЭЦ-2 на газ.

Оценка в целом:

почти все пылеугольные котлы не обеспечивают
номинальную паропроизводительность, это связано с повышенными присосами из-за
плохого состояния обмуровки и обшивки котлоагрегата, состояния пылесистем.

5. анализ
показанной работы котельного оборудования в 2011г

.1 характеристика
топливного баланса

Рассчётное топливо — Чихезский бурый уголь —
имеет следующую характеристику:

Теплота сгорания (низшая),QPH,
МДж/кг(ккал/кг) 11,1 (2650)

Содержание влаги, Wp,
% 43

Содержание золы, Ар, % 12,5

Содержание по массе серы, S,% 0,2

Фактическая поставка
топлива по видам и маркам, с указанием поставщика.

Таблица 5.1.1 Поступление топлива по видам и
маркам на ВТЭЦ-2 в 2011 году.

№
п/п

Марка
топлива

Фактическая
отгрузка за 2011 г (тонн)

%от

тыс.
рублей

Поставщик

общего
кол-ва

Павловский
БР

1733600

59,5

1787199

ОАО «СУЭК»

Павловский
БОМСШ

521585

17,9

508570

Нежинский

300367

10,38

315064

Раковский
БР

12427

0,42

10170

ИТОГО
Приморских

2567979

88,19

2621002

Харанорский

343819

11,8

577489

ВСЕГО
угля

2911798

100,00

3198491

Мазут

17719

100

332681

ООО
"Магнатэк"

Таблица 5.1.2 Поступление топлива по видам и
маркам на ВТЭЦ-2 в 2010 году.

№
п/п

Марка
топлива

Фактический
приход за 2010 г (тонн)

%
от общего кол-ва

Поставщик

Павловский
БР

2294505,36

63,71

ОАО
"СУЭК"

Павловский
БОМСШ

546475,97

15,17

Нежинский

296783

8,24

«Северная
депрессия»

17901,06

0,50

ИТОГО
Павловских

3155665,39

87.62

Харанорский

445647,3

12,38

Ургальский
Г

Хакасский
ДСШ

68,7

ИТОГО
Сибирских

445785

12.38

ВСЕГО
угля

3601450,39

100,00

Мазут

8784,093

100

ООО
"Сиданко-Восток-Приморье"

В сравнении с фактом 2010 года поставка угля в
2011 году снижена на 682,652 тыс. тонн, что объяснятся переводом 6-ти
угольных котлов ВТЭЦ-2 на сжигание природного газа. В 2011 год поставка
мазута для энерго источников филиала составила 17719 тыс. тн, что на 8934,9
тыс. тн выше факта 2010 года. Увеличение объемов мазута объясняется: 1.
накоплением резервного топлива (при аварийном отключении газа) 2.компенсацией
перерасхода мазута по ВТЭЦ-2 в связи с незапланированными пусками, связанными с
ремонтом оборудования. Из приведенных выше таблиц видно что состав топлива в
2011 году изменился. Выросло процентное содержание Павловского БР, Павловского
БОМСШ, Нежинского угля. перестали использовать уголь марки «Северная
депрессия», «Ургальский Г» , «Хакасский ДСШ» В целом состав топлива ухудшился
т.к Павловское месторождение разрабатывается давно и истощилось. В угле стало
больше минеральных примесей.

Таблица 5.1.3 Данные о расходе натурального
топлива за 2010 г. и 2011 г. приведены в таблице

№п/п

топливо

Факт
2010 год тыс.тонн натур.топл

бизнес-план
2011 год тыс. тонн натур.топл

Факт
2011 год тыс. тонн натур. топлива

к
2010г «+»,«-»

к
плану «+»,«-»

Павловский
БР

2842,687

1977,986

2160,029

-682,658

182,043

Нежинский

296,783

300,648

276,486

-20,297

-24,162

Раковский
БР

6,965

12,427

5,462

Приморские
всего:

3139,47

2285,599

2448,942

-690,528

163,343

Харанорский

362,148

433,316

468,454

106,306

35,138

Итого
по углю

3501,618

2718,915

2917,396

-584,222

198,481

Мазут

8,179

5,013

7,056

-1,123

2,043

Перерасход мазута по сравнению с планом составил
2,043 тыс. тонн, и получен, в основном, за счет ВТЭЦ-2 в связи с внеплановыми
пусками из-за ремонтов оборудования, а также по причине замещения расхода газа
на мазут в связи с образованием гидратных пробок в газопроводе. Как видно из
представленной таблицы №5.1.3 расход натурального топлива угля в 2011 году по
отношению к 2010 году снижен на 584,222 тыс. тонн, что обусловлено
переводом с сентября 2011 года 6-ти котлов Владивостокской ТЭЦ-2 на газ и
частично за счет снижения выработки электроэнергии (снижение выработки на
231,856 млн. кВтч). Расход натурального топлива угля в сравнении с планом
увеличен на 198,481 тыс. тонн, что объясняется превышением УРУТ и ухудшением
калорийности сжигаемого угля на 45 ккал/кг. Как видно из представленной таблицы
№5.1.4 расход условного топлива в 2011 году по отношению к 2010г.
снизился на 55,494 тыс.т.у.т, в том числе: по углю снижение на 216,482 тыс.тут,
по мазуту снижение на 1,577 тыс.тут, что объясняется газификацией ВТЭЦ-2.
Расход условного топлива в 2011 году в сравнении с планом увеличен на
35,239 тыс. т.у.т. в том числе: по углю на 50,056 тыс.тут, по мазуту — на 2,845
тыс.тут. по причине перевода котлов ВТЭЦ-2 на газ.

5.2 нагрузка котлоагрегатов

Таблица 5.2.1 Таблица нагрузок котла по месяцам
за 2011г.

№
№ к/а

Паровая
нагрузка, т/ч

Янв

Фев

Map

Апр

Май

Июнь

июль

авг

сент

окт

нояб

дек

193,8

160,4

179,1

166,2

153,6

139,8

—

128,2

148,8

162,5

160,6

179

177,9

164,1

140,6

162,8

174,7

148,2

131,8

144,7

156,5

161,5

164,4

167,8

145

154,8

151,8

126,9

151,3

153,9

152,3

151,3

186,1

162,6

165,9

153

126,2

136,5

137,9

124,2

107,4

138,2

160

153,6

162

148,8

151,5

137,4

155,3

120,5

124,2

133,2

125,4

149,7

134,3

193,2

172,2

184,2

186,3

159

160,6

125,8

126,6

136,2

140

176,4

163,9

173,4

173,1

141,4

118,4

133

150,8

166,8

169,6

160,3

153,4

173,1

149,8

112,9

132,5

122,1

135,3

131,4

136,4

173,5

тепловая
нагрузка, Гкал/ч

109,2

88,4

99,8

106,3

88,6

82,5

82,2

—

75,8

85,7

97,3

90,7

100,9

98,1

90,5

93,9

103,2

101,2

85,1

77,9

83,4

93,6

101,1

92,6

92,4

73,3

87,3

76,2

74,1

86,8

88,2

93,3

107,7

91,6

91,4

85,4

78,5

81,7

80,7

71,2

63,5

77,8

88,1

91,3

83,9

76,2

71,4

78,8

72,3

88,9

80,9

108,9

94,9

101,6

104,8

92,1

72,2

73,1

78,5

101,7

92,7

90,3

95,3

78,6

84,6

84,4

83,4

68,2

78,7

86,8

99,1

101,1

90,3

84,5

95,8

64,8

70,2

75,7

80,5

100,2

Таблица 5.2.2 Среднегодовых нагрузок за 2011г.

Dп/п

Единица
измерения

Б
К 3 — 210 -140

итого

2011

т/ч

160,7

160,4

155,7

143,2

138,8

163,1

152

147,8

152,7

5.3 Технико-экономические
показатели котлов в 2011г.

Основные показатели эффективности
работы котельной установки, влияющие на КПД котлоагрегата является температура
уходящих газов, и как следствие потери тепла с уходящими газами, а так же
потери тепла с механическим недожогом и прочие потери через ограждающую
поверхность. Данные показатели определяют эффективность работы не только
котельного цеха, но и в целом электростанции.

Таблица 5.3.1

показатели

обозна-чение

Единица
измерения

Б
К 3 — 210 -140

норма

Средняя
нагрузка паровая

Dк

т/ч

160,7

160,4

155,7

143,2

138,8

163,1

152,0

147,8

тепловая

Qк

Гкал/ч

93,1

93,2

89,5

82,4

80,1

92,8

86,9

84,5

Давление
пара за котлом

кГс/см2

124

120

118

122

123

122

121

125

температура
пара за котлом

tк

оС

535

538

535

537

540

538

537

533

545

Число
часов в работе

раб

час

6134

5888

6113

6977

6782

6143

6335

5803

в
резерве

рез.

час

1386

1476

1328

920

1176

1564

1303

1576

температура:
холодного воздуха

tхв

оС

после
воздухоподогревателя

tгв

оС

260

276

261

262

260

температура
уходящих газов

tух

оС

159

160

152

155

157

151

Коэффициент
избытка воздуха за котлом

1,51

1,5

1,55

1,6

1,62

1,48

1,52

1,57

1,51

Присосы
воздуха на тракте котел-дымасос

0,49

0,59

0,76

0,59

0,45

0,41

0,69

0,81

0,18

Содержание
горючих в уносе

Гун

3,94

4,04

3,31

3,34

3,11

3,64

3,68

в
шлаке

Гшл

38,6

41,8

35,9

37,5

38,6

36,8

39,1

34,9

Число
растопок: из горячего состояния

из
холодного состояния

Расход
условного топлива— всего

тут

94531

90894

89425

94249

90172

94654

91591

81701

в
том числе мазута

Вмаз

тут

476

468

1243

996

1817

521

930

1527

Потери
тепла к/а: с уходящими газами

10,88

10,62

11,59

11,29

10,92

10,18

10,81

11,06

10,18

с
механическим недожегом

2,37

2,91

2,1

2,66

2,51

2,83

2,94

2,39

прочие

qпроч

0,88

0,9

0,87

0,94

0,95

0,89

0,93

0,99

0,85

КПД
брутто( обратный баланс)

ήкбр

85,87

85,57

85,44

85,11

85,62

86,1

85,32

85,01

86,58

Расход
эл.энергии на собственные нужды

в
т.ч.: на пылеприготовление

Эпп

кВтч/тнт

13,75

14,33

20,44

19,76

20,76

19,07

20,17

19,33

16,47

на
тягу и дутье

Этд

Квтч/Гкал

11,8

11,1

10,7

10,5

11,7

10,7

10,9

11,7

10,70

температура
пит.воды перед котлом

tпв

оС

186

191

198

187

196

199

202

196

193

В таблице 5.3.2 представлены данные
по температуре пара за котлом по котлоагрегатам ВТЭЦ 2 за 2011 год.

В 2011 году температура пара по всем
котлоагрегатам ниже нормативной (540 °С) что обусловлено, неудовлетворительным
состоянием котлоагрегатов. Средняя величина температуры пара за котлом
составила 536,6 °С, на котлоагрегате №11 температура пара за котлом достигла
нормативной величины.

Таблица 5.3.2 температура пара за
котлом в 2010-2011г.

Температура
пара за котлом

Обозна
-чение

Единица
измерения

Б
К 3 — 210 -140

итого

2011

535

538

535

537

540

538

537

533

536,6

2010

540

538

534

536

541

538

537

537,7

Данные графики показывают что на пылеугольных
котлоагрегатах в 2011 году снижена температура свежего пара. Связано это со
снижением параметров поперечных паропроводов в связи с выработкой ими ресурса
(таблица №№ 4.1.1-4.1.2). И чтобы избежать дорогостоящего ремонта были снижены
параметры.

В 2010 и 2011 году давление пара по пылеугольным
котлоагрегатам ниже нормативной (125 кГс/см2) что обусловлено,
неудовлетворительным состоянием котлоагрегатов. Средняя величина давление пара
за котлом в 2010 году составила 122 кГс/см2. В 2011 году давление
пара за котлом в среднем по цеху составляет 121 кГс/см2.

В 2011 году температура уходящих
газов в зависимости от котлоагрегата варьируется от 152 °С (котлоагрегат №10)
до 166 °С (котлоагрегат №9), что выше нормативного уровня, установленного для
данного котлоагрегета на уровне 160 °С при номинальной нагрузке. Отклонение
фактической величины относительно нормативной обусловлено в первую очередь сжиганием
топлива, не предусмотренного проектом, что определяет заносы поверхностей
нагрева и ухудшением теплоотдачи, так же на повышенную температуру уходящих
газов повлияло большое количество свищей в поверхностях нагрева котлоагрегатов,
а так же недостаточным качеством ремонтных работ и эксплуатации оборудования.

после ремонтной программы в 2010
году величина температуры уходящих газов снизилась, так в 2011 году температура
уходящих газов в зависимости от котлоагрегата варьируется от 152 °С
(котлоагрегат №10) до 160 °С (котлоагрегат №9), что уже соответствует
нормативному уровню.

На рисунке 5.5 представлены данные no температуре уходящих
газов котлоагрегатов ВТЭЦ-2 за 2010-2011г.

Потери тепла с уходящими газами,
являются самыми большими потерями в котельной установке и оказывают большое
влияние на величину КПД котельной установки.

потери тепла и КПД котлов в 2011 году.

потеря тепла с уходящими газами, q2,
% до 11,59

потеря тепла от химического недожога, q3,
% 0

потеря тепла от механического недожога, q4,
% от 2,1 до 2,94

прочие потери тепла в окружающую среду, q5
% от 0,85 до 0,99

Как видно из представленной таблицы 5.3.5 в 2011
году минимальная величина потерь с уходящими газами составила 10,18
% (к/а №12), а максимальная 11,59% (к/а №9).Средняя потеря с уходящими газами
составила 10,84%.

Таблица 5.3.7 потери тепла с механическим
недожогом

Потери
тепла с мех недожогом

Обозначение

Единица
измерения

Б
К 3 — 210 -140

итого

2011

2,37

2,91

2,1

2,66

2,51

2,83

2,94

2,66

Как видно из представленной таблицы 5.3.6
величина потерь с механическим недожогом в 2011 году средняя величина составила
2,66 % , максимальная величина мех. недожога составила 2,94% (к/а№ 13,14),
минимальная 2,1% (к/а№9)

Средняя величина потерь через ограждающие
поверхности и потерей тепла со шламом в 2011 году составила 0,91 %,
максимальное значение 0,99% (к/а№ 14), а минимальное 0,87% (к/а№ 9). довольно
высокое значение сказывается плохим состоянием обшивки котлоагрегатов.

Таблица 5.3.9 избыток воздуха в уходящих газах

избыток
воздуха за котлом

Обозначение

Единица
измерения

Б
К 3 — 210 -140

итого

2011

1,51

1,5

1,55

1,6

1,62

1,48

1,52

1,57

1,54

На рисунке 5.9 представлен график избытка
воздуха в уходящих газах за 2011 год.

Таблица 5.3.10 Таблица температуры уходящих
газов по месяцам за 2011 год

№

температура
уходящих газов по месяцам,

№
к/а

январь

февраль

мapт

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

159

157

161

159

156

155

рем

158

159

160

158

156

158

159

157

155

160

161

160

163

151

160

159

160

156

157

161

162

163

168

151

154

153

151

152

151

149

155

153

151

154

155

156

150

152

153

155

164

166

158

154

159

160

157

159

155

153

158

160

159

155

153

156

158

157

164

158

154

161

160

155

154

155

154

158

155

156

159

162

температура
пит. воды,

200

185

187

201

193

181

180

рем

162

170

191

185

198

190

203

200

214

189

188

211

161

164

196

206

193

205

210

209

194

193

200

171

189

196

208

196

198

204

189

180

165

160

194

178

205

197

212

209

226

180

177

179

181

205

210

211

216

229

209

177

171

169

199

194

222

218

204

210

207

227

185

187

186

171

212

220

218

200

191

210

214

211

181

162

163

164

221

225

198

Нормативная температуpa
уходящих газов при температуре пит. воды 230°С = 167° С; при температуре пит,
воды 210° С = 162° С;

Проанализировав параметры приведенные в таблице
№5.3.10 мы видим, что температура питательной воды значительно снижена. Это
значит, что его паропроизводительность снижается, растет t
и удельное тепловосприятие для ВЭК. В связи с чем t
уходящего газа уменьшается и КА
брутто растет что и видно из графика КПД за 2011 год (при уменьшении t
питательной воды на 10°С t
уходящих газов уменьшается на 1-4°С).

анализ КПД пылеугольных котлов за
2011 год.

Одним из основных показателей эффективности
работы парогенератора является КПД брутто котла. КПД брутто определяет
эффективность работы не учитывая затраты на собственные нужды парогенератора.
КПД брутто определяется путем расчета по обратному балансу по следующей
формуле: брутто=100-
q2-
q3-
q4-
q5-
q6
,%

где q2
потеря тепла с уходящими газами, %

q3
— потеря тепла с химическим недожогом, %

q4
— потеря тепла с механическим недожогом недожогом, %

q5
— потеря тепла через ограждающую поверхность, %

q6 —
потери с теплом шлака, %

Таблица 5.3.11 КПД брутто котлов за 2011год.

КПД

Обозначение

Единица
измерения

Б
К 3 — 210 -140

итого

2011

85,87

85,57

85,44

85,11

85,62

86,1

85,32

85,01

85,5

2010

86,47

85,25

86,94

86,79

86,8

86,98

87,25

88,11

86,82

Величина КПД брутто котлоагрегатов в динамике
уменьшается: в 2010 году средняя величина составила 86,82%, а в 2011 году
85,5%.(см.рисунок). Уменьшение произошло почти по всем котлоагрегатам, величина
КПД котлоагрегатов в 2011 варьируется от 85,11% до 86,1% и при этом не
достигает нормативного значения 87,52% и тем более проектного КПД, равного
90,5%. В результате можно отметить, что ТЭП работы по всем пылеугольным котлоагрегатам
в 2011 году оказались хуже чем в 2010. Основная причина значительного ухудшения
КПД котлоагрегатов плохое техническое состояние, присосы воздуха(0,6% в 2011
году против 0,50% в 2010 году), возросли потери тепла с мех. недожогом(q4
,
до 2,66% против 2,36% в 2010 году) , потеря тепла с уходящими
газами(q2,рис.6)
возросла на котлах № 14,12,10 и составила 10,84%, средняя величина потерь через
ограждающие поверхности и потерей тепла со шлаком (q5+q6)
в 2011 году составила 0,91%. Еще одна причина — устаревшее оборудование, котлы
не могут нести номинальную нагрузку при обеспечении заданных параметрах пара. В
2011 году все силы ВТЭЦ-2 были направлены на перевод первой очереди на сжигание
газа, и пылеугольными котлами почти не занимались. Недостаток ремонта сказался
на эффективности работы пылеугольных котлов.

Расход на собственные нужды

Данные о расходе на собственные нужды за 2011
год.

Таблица. 5.3.12

к/а
ст. №

расход
эл.энергии на пылеприготовление тыс. кВт/ч

расход
эл.энергии на тягу и дутье тыс. кВт/ч

3687

6511,5

3634,6

5851,7

5299,2

5577,2

5379,4

5889,5

5283,3

6261

5130,3

5947,6

5242,4

5966,5

4458,4

5371,9

итого

38114,6

47376,9

Данные по производству
электроэнергии и по отпуску тепла.

Таблица 5.3.13

Показатель

Электроэнергия,
млн. кВтч

тепловая
энергия, тыс. Гкал

2010
г

План
2011 г

2011
г

2010
г

План
2011 г

2011
г

в
т.ч. отработавшим паром

Выработка

2086,763

2068,000

1854,908

3208,894

3128,000

3066,010

3023,080

снижение выработки относительно плана 2011 года
и факта 2010 года обусловлено:

· задаваемым Системным оператором
графиком нагрузок;

· снижением выработки по внешней
инициативе;

· снижением выработки по собственной
инициативе в I, II,
III и начале IV
квартала из-за большого количества внеплановых ремонтов поверхностей нагрева
котлоагрегатов;

· снижением выработки по собственной
инициативе во II и III
квартале из-за заноса конденсаторов турбоагрегатов травой на фоне высоких
температур охлаждающей воды;

· выводом на реконструкцию по переводу
на сжигание природного газа 6-ти котлоагрегатов;

· выводом в длительный ремонт
турбоагрегата ст. № 2.

Снижение отпуска тепла по ВТЭЦ-2 относительно
факта прошлого года произошло по причине снижения отпуска тепла в отопительный
период 2011 г. в результате снижения отпуска тепла по станции в 4 квартале 2011
г. из-за более позднего начала отопительного периода (высокая температура
наружного воздуха) и отключением магистрали «Тепличный увеличение рабочей мощности по
ВТЭЦ-2 вызвано снижением числа аварийных ремонтов основного оборудования.

Таблица 5.3.15
Коэффициент эффективности использования установленной электрической мощности

2010

2011

Владивостокская
ТЭЦ-2

75,62
%

70,24
%

Снижение среднегодовой рабочей
мощности за 2011 год относительно аналогичного периода прошлого года вызвано:

1. ростом плановых ремонтов
основного оборудования на 0,77 МВт.

2. ростом аварийных ремонтов
основного оборудования на 26,05 МВт.

5.4 анализ аварийных ситуаций и
отказов

Таблица 5.4.1 анализ аварийности за период с
2009г по 2011г

Год

Динамика
технол. нарушений за период 2001-2010г

Вина
персонала

Динамика
повреждаемости ПНК

Недоотп.
Тыс.квт/ч Гкал

Эк.ущ.
Тыс.руб

Распределение
нарушений по видам оборудования

Экран

П/П

ВЭК

Всего

КЦ

ТЦ

ЭЦ

ТТЦ

прочие

2009

0/0

20007,321

—

1-КЦ

2010

50,45/0

29642,459

—

2011

—

2917,475

26354,248

—

6
— КЦ 2- ТЦ

Таблица 5.4.2 анализ повреждаемости поверхностей
нагрева на ВТЭЦ-2 с 2009г. по 2011г

№
п/п

Причина
повреждений

2009
год

2010
год

2011
год

дефект
ремонтных св. соединений

Коррозионный
Износ

Золовой
износ

Перегрев
металла

—

Дефект
монтажных св. соединений

—

дефект
заводских св. соединений

Прочие
дефекты

—

Всего

Экономический ущерб по технологическим
нарушениям в 2011 года уменьшился на 3288,211тыс.руб. (в 1, 1 раза) по
отношению к 2010 году.

Таблица 5.4.3 анализ аварий, инцидентов и
экономического ущерба в 2011 г.

аварии

Инциденты

Недоотпуск

Ущерб
(тыс.руб)

Месяц

2011

2010

2011

2010

2011

2010

январь

2974,889

1319,489

февраль

нет

3019,115

2879,606

март

25,9

4363,946

1293,991

апрель

2797,415

4158,673

май

2372,429

—

июнь

21,875

1701,852

1385,745

июль

1068,834

504,792

август

846,964

2305,638

сентябрь

3855,507

1904,194

октябрь

1897

1
440, 722

504,792

ноябрь

1710,76

2305,638

декабрь

814,7

50,45

1642,537

1904,194

Итого

2917,475

50,45

26354,248

29642,459

характерные для котельного цеха технологические
нарушения:

21.01.2011г. в 22:05 по
диспетчерской заявке к/а 13 выведен в неотложный ремонт для устранения свища в
ВЭК 1-й ступени. причиной повреждения трубы ВЭК явилось образование газовой
поры во время проведения сварки, выполненной предприятием «Дальэнергомонтаж» в
1996г. при замене водяного экономайзера.

.02.2011 в 05:30 была прекращена
растопка к/а 9 из — за обнаруженного при растопке котла свища в потолочном
пароперегревателе. причиной повреждения явилось недопустимое утонение стенки,
вследствие наружной коррозии, происходящей при взаимодействии влаги с наружной
поверхностью трубы во время проведения гидроуборок котлов.

.02.2011г. в 00:35 защитой
"понижение уровня в барабане котла"отключился к/а 11 из-за
повреждения экранной трубы. причиной повреждения явилось недопустимое утонение
стенки вследствие наружной химической коррозии, происходящей при взаимодействии
влаги с наружной поверхностью трубы во время проведения гидроуборок котла в
течение длительной эксплуатации.

16.03.2011г. в 17:20
по диспетчерской заявке в аварийный ремонт отключен к/а 9 для балансировки
дымососа Д-9Б. причиной останова дымососа Д-9Б явился обрыва лопаток от
несущего диска Д 9А в результате попадания спрессованных отложений из гахохода
на рабочие колеса.

16.03.2011г. в 20:32 отключен к/а 13
из-за повреждения трубы растопочного впрыска. причиной повреждения явилось
недопустимое утонение стенки вследствие наружной химической коррозии,
происходящей при взаимодействии влаги с наружной поверхностью трубы во время
проведения гидроуборок котла в течение длительной эксплуатации из-за отсутствия
схемы консервации котлов методом протока питательной воды при поддержании в
котле избыточного давления.

.04.2011г. в 00:35 по диспетчерской
заявке в неотложный ремонт отключен к/а 7 для устранения свища в
пароперегревателе. причиной повреждения явилось снижение механических свойств
труб пароперегревателя III ступени вследствие выработки значительной части
ресурса.

28.04.2011г. в 14:30 по диспетчерской заявке в
неотложный ремонт выведен к/а 8 из-за падения разряжения в топке вследствие
заноса газового тракта и МЗУ золовыми отложениями. причиной заноса явилось
низкое давление морской воды на выходе из гравийных фильтров, не промывавшихся
длительное время из-за дефекта запорной задвижки Ду-150(не соблюдение
гидравлического режима МЗУ).

10.05.2011г. в 04:05 по
диспетчерской заявке в неотложный ремонт отключен к/а 14 из-за свища в нижней
части выходного патрубка регулятора давления Ду 225 сниженного узла питания.
причиной повреждения явилось образование литейной газовой поры при изготовлении
задвижки.

.10.2011г. в 17:30 в аварийный
ремонт отключен к/а 11 для устранения свища пароперегревателе 4-ой ступени.

Комиссией по расследованию
технологических нарушений установлено, что причиной повреждения сварного шва
явился дефект заводской и ремонтной сварки.

.11.2011г. в 03:00 в неотложный
ремонт отключен к/а 12 для устранения свища на установке собственного
конденсата (УСК). причиной повреждения сварного шва явилось перераспределение
напряжений от внешних нагрузок из-за неисправной опоры трубопровода. Из-за того
что опора нагрузку не несла, весовые нагрузки большого участка трубопровода
перераспределились, сместившись к сварному шву.

Выполнение противоаварийных
мероприятий.

По актам инцидентов в 2011г. было намечено 212
мероприятий, из них выполнено в срок 184 мероприятий, не вышел срок — 28
мероприятий (срок их выполнения — 2012год).

По-прежнему сохраняется рост повреждаемости
поверхностей нагрева по причине некачественного ремонта, по причине коррозионного
износа. Сохраняется повреждаемость дымососов в связи с абразивным золовым
износом при низкой степени очистки уходящих газов.

По турбинному цеху имеются отступления от
действующих правил:

не выполнена защита, действующая на останов ТА
при снижении расхода воды на газоохладители генераторов №№1,3,4,5;

не выполнен ремонт арматуры (УП
8-9С).

На котлах, работающих на угле, имеются пыления с
выбросами продуктов горения по причинам прогаров обшивки, трещин в примыканиях
пылепроводов к горелкам, разрушения изоляции и обмуровки, открытых люков и
гляделок, разуплотнения потолочной обмуровки. тепловая изоляция и обмуровка
котлов остается в неудовлетворительном состоянии.

Суммарные присосы воздуха в конвективные шахты,
золоулавливающие установки и газоходы на всех угольных котлах превышают
нормативные значения. Контроль присосов воздуха в пылеприготовительных
установках не проводится.

Остается высокой повреждаемость вспомогательного
котельного оборудования и системы гидрозолоудаления.

Из-за отсутствия финансирования не смонтирована
пожарная сигнализация в административных зданиях. На сегодняшний день из 44
мероприятий предписаний ГПН выполнено -5, не выполнены в срок — 39 мероприятий
— это проектирование и устройство пожарной сигнализации в административных
зданиях.

Работа с персоналом.

Работа с персоналом велась в
соответствии с утверждённым планом.

·
В 2011г прошли: обучение, предэкзаменационную подготовку по
пром.безопасности, обмен опытом, ПТЭ,ПТБ, ППБ оборудования при работе на газе —
523 человека, из них:

-руководители -196 чел.;

—специалисты -61 чел;

-рабочие — 266 чел.

-обучение вторым профессиям — 14
человек.

·
производственно-экономическое обучение проходит весь промышленный
персонал;

·
спецподготовку проходит весь оперативный персонал, элементы спецподготовки
проводятся как в рабочее время, так и в нерабочее;

·
противоаварийные и противопожарные тренировки проводятся согласно
графикам;

·
инструктажи по ТБ и ПБ проводятся по утверждённым программам
согласно ПРП;

проверка знаний руководителей и специалистов
проводится в центральной комиссии ТЭЦ, рабочего персонала в комиссиях
структурных подразделений; Обходы рабочих мест, проверки работающих бригад
проводились согласно утверждённым графикам.

Охрана труда. показатели
производственного травматизма и профзаболеваемости.

В 2011 году несчастных случаев не
зарегистрировано.

В 2011 году зарегистрировано 2
профзаболевания (КЦ — машинист-обходчик 5р., слесарь по ремонту оборудования КЦ
5р).

В 2011 году продолжено проведение
ежедневных дежурств по ОТ из числа квалифицированных руководителей и
специалистов для проведения ежедневных проверок рабочих мест на соответствие
требованиям Правил ОТ и соблюдения нарядно-допускной системы. Разработаны и
действуют Положение об ответственных дежурных по ОТ и ТБ, программы показательных
допусков в эл.установки и на ТМО, действуют талоны проведения вводных и
первичных инструктажей для персонала подрядных организаций. По результатам
проверок еженедельно выпускаются приказы. Ежемесячно проводится День охраны
труда.

анализ результатов проверок показал,
что собственный персонал станции выполняет работы по нарядам и распоряжениям
без существенных нарушений, чем персонал подрядных организаций. По результатам
проверок о выявленных нарушениях правил и норм руководителям подрядных организаций
направлено 37 писем для принятия мер, руководителям подрядных организаций
передавались акты проверок рабочих мест их персонала. периодически проводятся
совместные проверки рабочих мест с представителями ХРМК, ДТЭ и ДЭР.

В 2011 году проведена вакцинация
противоклещевого энцефалита 62 человекам.

Проведено 100% обучение персонала оказанию
первой помощи, проведен ежегодный медосмотр, регулярно ведется проведение
медосмотра при приеме на работу и при переводе на новое место работы.

Израсходовано на мероприятия по
охране труда — всего 35318,6 тыс.рублей, в том числе на:

6. Экологические показатели
угольных котлов

Работа котлов без включенных золоуловителей
запрещена «Правилами технической эксплуатации электростанций», что исключает
возможность аварийных выбросов золы угля в атмосферу.

Согласно п. 2. 9. «Инструкции по
нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых
электрических станций и котельных» РД 153-34.0-02.303-98 залповые выбросы
мазута (пятиокиси ванадия) имеют место в пусковых режимах работы котлов.
Залповые выбросы учитываются в годовых нормах выбросов, и не учитываются в
контрольных нормативах выбросов.

Наряду с основным источником загрязнения
атмосферы — дымовыми трубами, через которые удаляются дымовые газы от
энергетических паровых котлов, на промплощадке электростанции имеется большое
количество маломощных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Транспортировка золошлаков, образующихся от
сжигания угля в топках котлов, на одну из карт золоотвала в б. промежуточная
осуществляется мокрым способом (гидротранспортом).

Технология складирования золошлаков
предусматривает подачу пульпы под уровень воды с полным смачиванием поверхности
намывных золошлаковых пляжей, что исключает пыление рабочей секции золоотвала.
При отключении заполненной секции и сбросе из нее осветленной воды
предусматривается пылеподавление пляжей орошением дождевальными дальнеструйными
установками ДД-30, работающими на осветленной воде. При выемке и погрузке
золошлаков в автотранспорт и невозможности применения орошения в атмосферу
выделяется зола угля (пыль неорганическая, содержащая 20-70 % 8Ю2
Источники выбросов представлены как неорганизованные — №№ 6021, 6022.

Перевозимые золошлаки складируются в сухом
золоотвале в б. Горностай. При разгрузке и хранении золошлаков выделяется зола
угля (пыль неорганическая, содержащая 20-70 % 8Ю2). Источник
выбросов представлен как неорганизованный — № 6023. Складирование
золошлаков в б. Гарностай производится ярусами. При заполнении яруса его
поверхность укатывается и покрывается растительным слоем что предотвращает
пыление.

Для наращивания и укрепления дамбы эолоотвала в
б. Горностай добывается скальный грунт. работы ведутся на карьере
расположенного у основания золоотвала. При разработке карьера при различных
технологических процессах в атмосферу выделяются загрязняющие вещества: пыль
неорганическая, содержащая 8Ю2 менее 20 %. Источник выбросов
представлен как неорганизованный — № 6030.

Наращивание дамбы золоотвала в б. Горностай
выполняется скальным грунтом с уплотнением золошлаковыми материалами. При
различных технологических процессах в атмосферу выделяются загрязняющие
вещества: пыль неорганическая, содержащая 20-70 % 8Ю2. Источник
выбросов представлен как неорганизованный — № 6031.

Топливно-транспортный цех.

В цехе топливоподачи выбросы угольной пыли
происходят при разгрузке, хранении, обработке угля на складе, подаче со склада,
а также из труб пылеуловителей аспирационных систем тракта топливоподачи.

Угольное хозяйство включает в себя угольный
склад, устройства разгрузки полувагонов с углем (вагоноопрокидыватели),
устройства для транспортировки и подготовки топлива. При переработке угля
выделяется угольная пыль (пыль неорганическая (менее 20 % 8Ю2)), для
улавливания которой в местах наиболее интенсивного пыления — узлах пересыпки и
бункерах сырого угля, установлены 25 аспирационных систем. Выброс угольной пыли
в атмосферу осуществляется после очистки в инерционных циклонах СИОТ —
источники выбросов №№ 11, 12 и в мокрых пылеуловителях с трубой Вентури — источники
выбросов №№ 13 — 35.

Сепарационные системы находятся в работе
одновременно с работой тракта топливоподачи. Режим работы тракта топливоподачн:
одна нитка в работе, одна в резерве, загрузка одного бункера сырого угля.

В соответствии с п. 4.1. «Отраслевой методики
расчета количества отходящих, уловленных и выбрасываемых в атмосферу вредных
веществ предприятиями по добыче угля» при переработке материала с влажностью
более 20 % выбросы пыли в атмосферу отсутствуют. Влажность бурых углей,
сжигаемых на ВТЭЦ-2, составляет 20 — 40 %

В связи с вышеизложенным расчеты выбросов пыли в
атмосферу при операциях с углем на угольных складах не производились.

Масломазутное хозяйство

Мазут доставляется на электростанцию
железнодорожными цистернами, сливается в подземную приемную емкость. При сливе
мазута в атмосферу выделяются углеводороды предельные С12 — С19
— источник выбросов № 6013 — неорганизованный. Из приемной емкости мазут
подается для хранения в мазутные баки. Установлено три металлические
вертикальные наземные емкости объемом: две по 750 м3 и одна 1800 м3.
При сливе и хранении мазута в атмосферу выделяются сероводород и углеводороды
предельные С12 — С19 — источник выбросов № 6012 —
неорганизованный. Также установлено восемь металлических вертикальных наземных
емкостей объемом: по 75 м3 каждая для хранения технических масел.
При операциях с техническими маслами в атмосферу выделяется масло минеральное —
источник выбросов № 6014 — неорганизованный. Доставка технических масел
производится железнодорожными цистернами. Мазут и масла подаются в цеха
электростанции по системам замкнутых трубопроводов через насосную. При работе
оборудования насосной в атмосферу выделяются углеводороды предельные С12
— С19. Выброс загрязняющих веществ в атмосферу осуществляется через
систему обшеобменной вытяжной вентиляции с вентилятором типа Ц 4-70 № 6 —
источник выбросов № 36 и осевым вентилятором типа МЦ-5 № 5 — источник выбросов
№ 37,

Автотранспортный цех.

Гараж, отапливаемый в зимнее время, предназначен
для стоянки 22 единиц автотехники (13 ед. — бензиновые, 9 ед. — дизельные).
При прогреве, работе на холостом ходу двигателей автомобилей и пробеге
по территории гаража выделяются и выбрасываются а атмосферу азот (IV) оксид,
азот (II) оксид, углерод черный, серы диоксид, углерода оксид, бензин
(нефтяной)» керосин. Гараж представит как неорганизованный источник выбросов №
6034.

В помещении автотранспортного цеха организованы:
токарный, аккумуляторный, моторный, сварочный и заточной участки.

Для заточки инструмента установлен заточный
станок. При работе станка выделяется железо (II, III) оксиды (пыль
металлическая) и пыль абразивная (корунд белый). Выброс загрязняющих веществ в
атмосферу осуществляется через оконный проем — источник выбросов №40.

В моторном участке производится ремонт агрегатов
автомобилей. Установлена одна моечная ванна. Выбросы паров керосина происходят
при мойке деталей в керосине. Выброс керосина в атмосферу осуществляется через
систему общеобменной вытяжной вентиляции с вентилятором типа Ц 4-70 № 2 —
источник выбросов №41.

В аккумуляторном участке производится зарядка
автомобильных аккумуляторов. При подзарядке аккумуляторов выделяется серная
кислота. Выброс загрязняющих веществ из помещения аккумуляторного участка в
атмосферу осуществляется через систему вытяжной вентиляции с вентилятором типа
Ц 4-70 № 4 — источник выбросов №42.

В токарном участке установлены 4
металлообрабатывающих станка. При работе станков выделяется железо (II, III)
оксиды (пыль металлическая). Выброс загрязняющих веществ в атмосферу
осуществляется через систему общеобменной вытяжной вентиляции с вентилятором
типа Ц 4-70 № 4,5 — источник выбросов №43.

В сварочном участке организован сварочный пост.
При производстве

В заточном участке установлен заточный станок.
При работе станка выделяется железо (II, III) оксиды (пыль металлическая) и
пыль абразивная (корунд белый). Выброс электросварки и газовой резки в
атмосферу выделяются сварочный аэрозоль, состоящий из железо (II, III) оксидов
и марганца и его соединений, азот (IV)
оксид, углерод оксид, фтористые газообразные соединения, фториды неорганические
плохо растворимые, пыль неорганическая (20-70 % 8Ю2). Выброс
загрязняющих веществ из помещения сварочного участка в атмосферу осуществляется
через систему местных отсосов вентилятором типа Ц 4-70 № 3 — источник выбросов
№ 44.

химический цех.

В помещениях химического цеха расположены
сварочный участок и Владивостокский участок ОАО «Дальэнергоремонта», в котором
организованы сварочный пост, заточной участок и кузнечное отделение.

В кузнечном отделении установлен горн кузнечный,
работающий на коксе, при сжигании в горне кокса в атмосферу выделяются
загрязняющие вещества: азот (IV) оксид, азот (II) оксид, диоксид серы, оксид
углерода, зола угля (пыль неорганическая, содержащая 20- 70 % 8Юг), выброс
загрязняющих веществ в атмосферу осуществляется через дымовую трубу (источник
выбросов №48).загрязняющих веществ в атмосферу осуществляется через оконный
проем — источник выбросов №49.

В сварочном участке организован сварочный пост.
При производстве электросварки и газовой резки в атмосферу выделяются сварочный
аэрозоль, состоящий из железо (П, III) оксидов и марганца и его соединений,
азот (IV) оксид, углерод оксид, фтористые газообразные соединения, фториды
неорганические плохо растворимые, пыль неорганическая (20-70% 8Ю2).
Выброс загрязняющих веществ из помещения сварочного участка в атмосферу
осуществляется через систему местных отсосов вентилятором типа Ц 4-70 № 3 —
источник выбросов №50.

В помещении химического цеха организован
сварочный пост. При производстве электросварки и газовой резки в атмосферу
выделяются сварочный аэрозоль, состоящий из железо (II, Ш) оксидов и марганца и
его соединений, азот (IV) оксид, углерод оксид, фтористые газообразные
соединения, фториды неорганические плохо растворимые, пыль неорганическая
(20-70 % 8Ю2). Выброс загрязняющих веществ из помещения сварочного
участка в атмосферу осуществляется через систему общеобменной вентиляции I
источник выбросов №51.

В участке тяжелой механизации производится
ремонт и стоянка дорожной техники. В гараже организованы сварочный, токарный
участки и участок капитального ремонта тяжелой техники.

Гараж бульдозеров, отапливаемый в зимнее время,
предназначен для стоянки 9 единиц автотехники (1 ед. — дизельная, 8 ед. —
дорожной техники). При прогреве, работе на холостом ходу двигателей бульдозеров
и пробеге по территории гаража выделяются и выбрасываются в атмосферу азот (IV)
оксид, азот (II) оксид, углерод черный, серы диоксид, углерода оксид, керосин.
Гараж представлен как неорганизованный источник выбросов № 6035.

В гараже организован сварочный пост. При
производстве электросварки и газовой резки в атмосферу выделяются сварочный
аэрозоль, состоящий из железо (II, III) оксидов и марганца и его соединений,
азот (IV) оксид, углерод оксид, фтористые газообразные соединения, фториды
неорганические плохо растворимые, пыль неорганическая (20-70 % 8Ю2).
Выброс загрязняющих веществ из помещения сварочного участка в атмосферу
осуществляется через систему общеобменной вентиляции — источник выбросов № 52.

В гараже производится обкатка двигателей
автомобилей. Установлен один испытательный стенд. При обкатке на холостом ходу
двигателей автомобилей и обкатке двигателей под нагрузкой выделяются и
выбрасываются в атмосферу азот (IV) оксид, азот (II) оксид, углерод черный,
серы диоксид, углерода оксид, керосин. Выброс загрязняющих веществ в атмосферу
осуществляется через выхлопную трубу испытательного стенда — источник выбросов
№ 53.

Для заправки бульдозеров и собственного
автотранспорта оборудован заправочный пункт.

На АЗП установлены подземные металлические
горизонтальные цилиндрические резервуары: 5,5 м3 для хранения
бензина, один 60 м3, три по 50 м3, пять по 25 м3
и два по 15 м3 для хранения дизельного топлива.

При переработке нефтепродуктов на АЗП в
атмосферу выделяются через дыхательные трубы резервуаров и при заправке
топливных баков бензином углеводороды предельные С1-С5 (метан) и Сб-Сю (гексан)
и непредельные (амилен), бензол, толуол, этилбензол, ксилол; дизельным топливом
— сероводород и углеводороды предельные С12-С19. Источник выбросов № 6036
представлен как неорганизованный.

очистка ливневых сточных вод с территории гаража
бульдозеров производится на очистных сооружениях с нефтеловушкой. При очистке
сточных вод в атмосферу выделяются углеводороды предельные Си — С19.
Выброс загрязняющих веществ в атмосферу осуществляется неорганизованно — выпуск
№ 3 участка тяжелой механизации — источник выбросов № 6032.

Мероприятия по снижению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу с целью достижения нормативов ПДВ (ВСВ).

Результаты расчетов рассеивания выбросов
загрязняющих веществ на существующее положение показывают превышение
установленных квот нормирования по группе суммации азота диоксид, серы диоксид
и по золе угля.

С целью снижения выбросов оксидов азота:

• производится реконструкция котлов ст. №№ I -8
с заменой дожигательных решеток и внедрением технологии ВИР сжигания топлива,

• предлагается провести реконструкцию горелок
котлов ст. 9-14 с возможностью сжигания топлива с низкими избытками воздуха.

Согласно п. 10.1.6 ГОСТ Р. 50831-95 «Установки
котельные. Тепломеханическое оборудование» для реконструируемых установок
устанавливаются нормативы удельных выбросов в атмосферу согласно таблиц 1,2,3
для котлов паропроизводительностью до 420 т/час: по оксидам углерода — 400
мг/м, по оксидам азота — 320 мг/м3.

С целью снижения выбросов золы угля
предлагается:

• замена электрофильтров котлов" ст. №№ 1-4
на электрофильтры ЗАО «АЛЬСТОМ Пауэр Ставан» с гарантированным КПД
золоулавливания не менее 99,0 %,

• в период капитальных ремонтов котлов ст. №№
7-14 выполнить мероприятия по восстановлению проектной эффективности и наладке
золоуловителей согласно рекомендаций ОАО «Дальтехэнерго».

С целью снижения выбросов диоксида серы
предлагается внедрение системы улавливания диоксида серы по сухому (на котлах
ст. №№ 1 -6) и мокрому (на котлах ст. №№ 7-14) способам.

Данные способы сероочистки реализуются в
пределах сложившейся компоновки электростанции с использованием существующего
золоулавливающего оборудования.

Максимальная эффективность сероочистки по данным
способам составляет 60%.

строительство установок по глубокой очистке
дымовых имев от оксидов азота и диоксида серы невозможно в свят с отсутствием
на производственной площадке свободных площадей.

Общее количество выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу по сравнению с 2010 годом уменьшилось в связи с переводом на сжигание
природного газа 6 котлоагрегатов.

В 2011 году в сравнении с 2010 годом произошло
уменьшение количества сброшенных сточных вод в связи с уменьшением выработки
электроэнергии. Выполнены ремонты газоочистного оборудования для поддержания
эксплуатационного КПД, испытания золоулавливающих установок.

Состояние сооружений внешнего золоудаления
оценивается как работоспособное, за исключением пульпопроводов. Золошлаки
сжигаемых ВТЭЦ-2 углей обладают повышенной абразивностью, что в сочетании с
воздействием морской воды на металлоконструкции приводит к их преждевременному
износу. Фильтрационный режим ограждающих дамб стабилен. Показания
пьезометрических скважин указывают, что отметки депрессионной поверхности
фильтрационного потока ниже предупреждающего уровня К-2, установленного
«Критериями безопасности ГТС».

В течение года производился:

поворот труб на участке 115 п.м;

замена труб на участке 160 п.м;

ремонт откосов и гребней дамб золоотвала в б.промежуточной;

ремонт автодороги на сухой отвал.

В связи с переводом ТЭЦ на газ выполнялся первый
этап рекультивации золоотвала в б. Промежуточной и отвала в б.Горностай.

Проверка соблюдения законодательства в сфере
водных отношений прокуратуры Ленинского района г. Владивостока. Выписано
области охраны атмосферного воздуха (13.04.2011
г.-27.05.2011 г.) Росприроднадзора по ПК.

Акт проверки № 197 от 27.05.2011 г. оспаривался
в арбитражном суде.

Приказом Департамента федеральной службы по
надзору в сфере природопользования по ДФО № 264 от 20.07.2011 г. отменен акт
проверки Управления Росприроднадзора по ПК от 27.05.2011 г. № 197.

Решением Арбитражного суда ПК (дело №
А51-10233/2011 от 04.10.2011 г.) проведение проверки и оформление акта признано
незаконными.

Акт проверки соблюдения природоохранного
законодательства от 15.09.2011 г. Приморской межрайонной природоохранной
прокуратуры.

Выписано направлен Приказ СП ВТЭЦ-2 № 490 «А» от
17.10.2011 г. «О результатах проверки соблюдения природоохранного
законодательства в деятель ВТЭЦ-2» в Приморскую межрайонную
природоохранную прокуратуру. Выявленные нарушения устранены.

Акт проверки № 2374 от 29.11.11 г. соблюдения
санитарного законодательства Управлением Федеральной службы по надзору в сфере
защиты прав потребителей и благополучия человека по ПК (Управление
Роспотребнадзора по ПК).

Выдано Предписание № 2061 от 29.11.11 г.

Провести очистку территории от производственного
мусора. Срок выполнения 15.11.2012 г.

предусмотреть очистку хозяйственно-бытовых
сточных вод перед сбросом в поверхностный водоем. Срок выполнения 15.11.2012 г.

На Владивостокской ТЭЦ-2 для выработки
электрической и тепловой энергии используются бурые угли Дальневосточных
месторождений, природный газ и топочный мазут М-100. Расход топлива в 2011 году:

Раздел
1. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, их очистка и утилизация.

Расчет фактических объемов валовых
выбросов загрязняющих веществ выполнен от кот- лоагрегатов Владивостокской
ТЭЦ-2. Выбросы от источников загрязнения вспомогательного производства приняты
по проекту нормативов ПДВ.

В графы 2 и 3 включены вещества от
организованных и неорганизованных источников выбросов, выбрасываемые без
очистки.

В графу 4 — поступило на очистные
сооружения (отходящие от источника выделения), включены вещества:

— пыль неорганическая SiCb 70-20%, пыль
неорганическая Si02 до 20%, мазутная: зола,

— диоксид серы.

очистка дымовых газов от пыли
неорганической Si 0-2 70-20% осуществляется от котло- агрегатов ст. № 7-14 в мокрых
золоуловителях типа ММК с трубами Вентури, ангидрид сернистый и мазутная зола
улавливаются в мокрых золоуловителях попутно. Средняя эффективность работы
золоуловителей 96,25 % (принята по результатам испытаний ЗУУ в 2011 г.).

В строку 107 «углеводороды (без JIOC)» включены:
углеводороды С1-С5, углеводороды С6-С,„, алканы С12-С19.

В строку 108 "летучие
органические соединения (JIOC)" включены: бензин.

В строку 109 — включены газообразные
и жидкие вещества (оксид азота, сероводород, фториды газообразные, керосин,
бенз(а)пирен).

Раздел 2.
Выброс в атмосферу специфических загрязняющих веществ.

В раздел включены все вещества,
выбросы по которым приводятся в разделе 1.

Раздел
3. Источники загрязнения атмосферы.

количество источников загрязнения
атмосферы на конец года — 56 единиц, в том числе 40 единиц от организованных
источников, 16 единиц от неорганизованных источников.

Раздел 4.
Выполнение мероприятий по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

В отчетном году выполнены
мероприятия по охране атмосферного воздуха (журнал первичного учета ПОД-2):

Выполнен перевод к/а № 1-6 на
сжигание природного газа.

Выполнены ремонты и произведена
режимная наладка золоуловителей к/а №> 7-14. Проведены полномасштабные
испытания золоуловителей с выдачей режимной карты (к/а №№ 7-14).

Раздел 5.
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух от отдельных групп
источников загрязнения.

В графе 4 приведены данные по
объемам загрязняющих веществ, поступившим в атмосферный воздух в результате
теплоэнергетических процессов, направленных на выработку электроэнергии и тепло
энергии.

В 2011 году произошло уменьшение выбросов
загрязняющих веществ на 12 915 тонн в сравнении с 2010 годом, что связано с
переводом к/а № 1-6 на сжигание природного газа.

Данные по выбросам парниковых газов
(CO2,N2O,CH4) за 2011 год.

Таблица 6.2

Вид
топлива

Код
стр.

Расход
т.у.т.

Выбросы
СО2 тонн

Выбросы
N2О тонн

Выбросы
N2О в СО2 экв. тонн

Выбросы
СH4 тонн

Выбросы
СН4 в СО2 экв. тонн

Гр1

Гр2

Гр3

Гр4

Гр5

Гр6

Нефтетопливо

9
793,000

21
419,330

0,170

52,700

0,870

18,270

твердое
топливо

992712,000

3165302,510

40,730

12
626,300

29,090

610,890

Данные по выбросам парниковых газов
(CO2,N2O,CH4) за 2010 год

Таблица 6.3

Вид
топлива

Код
стр.

Расход
т.у.т.

Выбросы
СО2 тонн

Выбросы
N2О тонн

Выбросы
N2О в СО2 экв. тонн

Выбросы
СH4 тонн

Выбросы
СН4 в СО2 экв. тонн

Гр1

Гр2

Гр3

Гр4

Гр5

Гр6

Нефтетопливо

11370,000

25113,000

0,200

62,000

1000

21,000

твердое
топливо

1209194,000

3799758,000

49,620

15382,200

35,440

744,240

По данным таблицам видно, что снизились выбросы
парниковых газов. Связано это с переводом первой очереди на сжигание газа.

Таблица 6.4. Выбросы загрязняющих веществ в
атмосферу, их очистка и утилизация

№ строки

Код загрязняю-щего вещества

Загрязняющие вещества

Выбрасывается без очистки

Поступило
на очистные сооружения загрязняющих веществ — всего

Из
поступивших на очистку-уловлено и обезврежено

Всего
выброшено в атмосферу загрязняющих

Установленные
нормативы на выбросы загрязняющих веществ на отчетный год, тонн/год

всего

в
том числе от организованных источников

всего

утилизировано

веществ за отчетный год

предельно допустимый выброс (ПДВ)

временно согласованный выброс (ВСВ)

101

0001

Всего (сто. 102+103)

8959.240

526752,725

499287,14

36424,822

102

0002

в том числе’ твевлые

2.977

518526,210

499084,037

19445,150

103

0004

газообразные и жидкие (стр. 104+109)

8956.263

8938,961

8226,515

203,106

16979,672

104

0330

из них: диоксид сепы

2975.294

2975,294

8226,515

203,106

10998.703

38202.20

105

0337

оксид углевода

1094,531

7282.43

0301

оксиды
азота (в пересчете на N02)

4188.504

4188,504

8834,40

107

0401

углеводороды
(без-летучих органических соединений)

4,488

108

0006

летучие органические соединения (ДОС)

0,024

109

0005

прочие газообразные и жидкие

693,422

680,632

693,422

Таблица 6.6.Выбросы загрязняющих веществ в
атмосферный воздух от отдельных групп источников загрязнения

№
строки

Код
загрязняющего вещества

Загрязняющие
вещества

Выброс
в атмосферу загрязняющих веществ

от
сжигания топлива (для выработки электро- и теплоэнергии)

от
технологических и других процессов

501

0002

Твердые
вещества

19445,150

502

0330

Диоксид
серы

10998,703

503

0337

Оксид
углерода

1094,531

504

0301

Оксиды
азота (в пересчете на N02)

4188,504

505

0007

Углеводороды
с учетом ДОС (исключая метан)

4,488

Заключение

Владивостокская ТЭЦ-2 имеет важное
значение в обеспечении электрической энергии юга Приморского края, и в
обеспечении тепловой энергии. Поэтому крайне важно для развития энергосистемы
Приморского края и повышения надежности энергоснабжения края повышение
надежности и экономичности оборудования Владивостокской ТЭЦ-2 — основной
теплоэлектростанции «Приморской генерации»

В представленной дипломной работе
рассмотрены результаты работы ВТЭЦ — 2 за 2008 -2009 гг и проведен анализ
ремонтных компаний В котельном цехе установлено 14 котлов типа БКЗ-210-140,
оборудованных пылесистемами прямого вдувания с мельницами- вентиляторами типа MB 1600/600/980, MB 2120/600/740

Котлоагрегат оснащен четырьмя
пылесистемами прямого вдувания с газовой сушкой и мельницами — вентиляторами,
работающими в бессепараторном режиме. Топка имеет систему твёрдого
шлакоудаления, осуществляемую при помощи шнековых транспортёров.

Для растопки котла и стабилизации
пылеугольного факела при неустойчивых режимах работы топки на уровне
пылеугольных горелок установлены четыре мазутные форсунки с организованным подводом
горячего воздуха: две мазутные форсунки на боковых стенах топки, две другие по
тылу топки, производительностью 2 т/ч каждая.

Подача воздуха в топку осуществляется двумя
дутьевыми вентиляторами (ДВ) типа ВДН-18. В настоящее время вентиляторы эксплуатируются
только на первой скорости из-за разукомплектованное схемы второй скорости.
Транспорт газов из котла производится двумя дымососами двухстороннего
всасывания типа Д21,5*2У очистка уходящих газов от золовых частиц
осуществляется в двухкорпусных электрофильтрах типа УГ-2-3*53.

Котлоагрегат оснащен контрольно — измерительными
приборами (КИП), автоматикой, защитами и блокировками в типовом объёме.

Золоудаление в сравнении с 2010 годом
уменьшилось. Выполнена рекультивация 5,0 га площадей золоотвала. Реализация
данного проекта необходима вследствие перевода оборудования ВТЭЦ-2 на газ.

Снизилась так же отгрузка угля на станцию, что
обусловлено сжиганием газа. В целом состав топлива ухудшился т.к Павловское
место рождение разрабатывается давно и истощилось. В угле стало больше
минеральных примесей, а значит ухудшилось сжигание топлива.

Наработка часов на котлах ст. № 7-11 составила
от 54,4% до 64% паркового ресурса.

Выполнена Модернизация к/а7,8,10,11,14; т/а
2,4,5,6, электротехнического оборудования.

Оценка физического состояния говорит о том, что
почти все пылеугольные котлы не обеспечивают номинальную паропроизводительность,
это связано с повышенными присосами из-за плохого состояния обмуровки и обшивки
котлоагрегата, состояния пылесистем.

Общее количество выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу по сравнению с 2010 годом уменьшилось в связи с переводом на сжигание
природного газа 6 котлоагрегатов. В 2011 году в сравнении с 2010 годом
произошло уменьшение количества сброшенных сточных вод в связи с не
значительным уменьшением выработки электроэнергии.Выполнены ремонты
газоочистного оборудования для поддержания эксплуатационного КПД, испытания
золоулавливающих установок.

Почти все пылеугольные котлы не тянут
номинальную нагрузку, это связано с очень плохим состоянием обшивки
котлоагрегата, нет нормативного разряжения в топке из-за присосов воздуха через
не плотности в обмуровке, изношенные поверхности нагрева, изношенные
пылесистемы.

Величина КПД брутто котлоагрегатов в динамике
уменьшается: в 2010 году средняя величина составила 86,82%, а в 2011 году
85,5%.(см.рисунок). Уменьшение произошло почти по всем котлоагрегатам, величина
КПД котлоагрегатов в 2011 варьируется от 85,11% до 86,1% и при этом не
достигает нормативного значения 87,52% и тем более проектного КПД, равного
90,5%. В результате можно отметить, что ТЭП работы по всем пылеугольным
котлоагрегатам в 2011 году оказались хуже чем в 2010. Основная причина
значительного ухудшения КПД котлоагрегатов плохое техническое состояние,
присосы воздуха(0,6% в 2011 году против 0,50% в 2010 году), возросли потери
тепла с мех. недожогом(q4
,
до 2,66% против 2,36% в 2010 году) , потеря тепла с уходящими
газами(q2,рис.6)
возросла на котлах № 14,12,10 и составила 10,84%, средняя величина потерь через
ограждающие поверхности и потерей тепла со шлаком (q5+q6)
в 2011 году составила 0,91%. Еще одна причина — устаревшее оборудование, котлы
не могут нести номинальную нагрузку при обеспечении заданных параметрах пара. В
2011 году все силы ВТЭЦ-2 были направлены на перевод первой очереди на сжигание
газа, и пылеугольными котлами почти не занимались. Недостаток ремонта сказался на
эффективности работы пылеугольных котлов.

В представленной дипломной работе рассмотрены
результаты работы ВТЭЦ — 2 и проведен анализ показателей котельного цеха за
2011 год. Из показателей работы видно, что за 2011 год снизился объем
выпускаемой продукции — как электрической, так и тепловой энергии — это
обуславливается

· задаваемым Системным оператором
графиком нагрузок;

· снижением выработки по внешней
инициативе;

· выводом на реконструкцию по переводу
на сжигание природного газа 6-ти котлоагрегатов;

· выводом в длительный ремонт
турбоагрегата ст. № 2.

В 2011 году в сравнении с 2010 годом произошло
уменьшение количества сброшенных сточных вод в связи с уменьшением выработки
электроэнергии.

снижение отпуска тепла по ВТЭЦ-2 относительно
плана произошло по причине снижения отпуска тепла в отопительный период 2011 г.
в результате снижения отпуска тепла по станции в 4 квартале 2011 г. из-за более
позднего начала отопительного периода (высокая температура наружного воздуха) и
отключением магистрали «Тепличный обусловлено рядом причин, среди которых:

— Снижение
качественных показателей топлива

— Старение
оборудования

— Нехватка
материально-технического снабжения

— Увеличение
количества отказов оборудования, связанные как с некачественным выполнением
ремонтных работ (свищи по поверхностям нагрева и трубопроводам в пределах
котла), так и отказам в работе пылесистем (попадания инородных предметов в
питатели сырого угля и мельницы-вентиляторы).

— зачастую
низкая квалификация ремонтного персонала

— На
ряде котлоагрегатов в 2011году снижена температура свежего пара. Связано это со
снижением параметров поперечных паропроводов в связи с выработкой ими ресурса
(Таблица 4.1.1)..

— значительное
снижение температуры питательной воды.

— снижение
КПД по сравнению с 2010 годом

— увеличились
присосы воздуха и потери тепла с уходящими газами.

Но есть и положительные тенденции:

— Благодаря
реконструкции первой очереди котлов на сжигание газа и удалось несколько
снизить выбросы вредных веществ и повысить КПД котлов.

— улучшилось
экологическая обстановка как в самом цеху (стало намного чище), так и экология
окружающей среды в целом.

— Уменьшился
выход золошлаков.

— Уменьшились
затраты на закупку твёрдого топлива

Несмотря на все вышесказанное, хочется
подчеркнуть, что для повышения эффективности работы котельного цеха ВТЭЦ-2
предстоит еще долгая и кропотливая работа по доведению котельного оборудования
до соответствия требований нормативных актов. необходимо затратить не только
финансовые, но и человеческие ресурсы всей энергосистемы Дальневосточного
округа, внедрять результаты работ научных организаций в части модернизации и
наладки оборудования, ускорить темпы работ по восстановлению как основного, так
и вспомогательного оборудования.

таким образом, начиная с 2008 года, ОАО
«Дальневосточная генерирующая компания» выполнила комплекс мероприятий по
реконструкции и повышению надежности работы Владивостокской ТЭЦ-2. следующим
этапом приведения станции к современным требованиям и стандартам, реализуемым в
настоящее время, является перевод остальных пылеугольных котлов (8-14) на
сжигание газа.

список литературы

1. И.В. Блогадырь Доклад
генерального директора ОАО «РАО энергетические системы Востока»

2. Годовой отчет ВТЭЦ-2 2010 год
2009 год

3. годовой отчет ВТЭЦ-2 2011 год
2010 год

4. годовой отчет ПТО об
экологическом состоянии на ВТЭЦ-2

5. B.C.
Данилин отчет ведущего геодезиста УГТС

6. Годовой отчет отдела охраны труда

. Ф.З. Финкер. отчет о модернизации
К/а ст. №6 ООО«Политехэнерго»

. Отчет директора ВТЭЦ-2 об
эффективности ВИР технологии М.И. Матвеев.

9. А.Н. Ефименко отчет советника
генерального директора ОАО «ХЭТК»

10. Ведомость оценки технического
состояния котла БКЗ 210-140 ВТЭЦ-2.

11. Бутана В.Н., Бурова О.И. Котлы и
вспомогательное I оборудование, М. каталог, 1999 г.

12. Правила техники безопасности при
работе на тепломеханическом оборудовании ТЭС

13. РД ДВПИ 18-84. Общие требования
и правила оформления материалов дипломных проектов (работ). Владивосток, 1997
год

14. А.А. Зайка Д.С. Богуславский
Сетевой график на электростанциях-М.: Энергия 1970 год.

15. Бутина В.Н., Бурова О.И. Котлы и
вспомогательное оборудование, М. каталог, 1999 г.

16. М.И. Резников Ю.М Липов. Паровые
котлы тепловых электростанций и тепловых сетей.

Учебная работа. Реконструкция Владивостокской ТЭЦ-2

Учебная работа. Реконструкция Владивостокской ТЭЦ-2

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...