Энергетический паспорт ТЭЦ-12 ОАО Мосэнерго

Подождите немного. Документ загружается.

7. Топливный режим ТЭЦ-12

7.1. Характеристика топливопотребления.

Директивный орган,

установивший топливный

режим, номер разрешения и

дата его выдачи

Объем разрешенного

топливопотребления

Резервное

(аварийное)

топливо

Технологическая

бронь по газу

млн.нм

тыс.т у.т.

Постановление Госплана

СССР от 01.07.1976г

№474/13-1451

Постановление Госплана

СССР от 09.08.1982 №

13/93-2763

85,3 100

мазут

Нет, в связи с

наличием двух

вводов

311,4 365

38,05 44,6

7.2. Основные марки сжигаемого топлива и основные поставщики на базовый 2002 г: ОАО

«Мосгаз», Московский НПЗ.

- газообразное – природный газ;

- жидкое – мазут марки М-100;

7.3. Краткое описание причин работы основного оборудования на непроектных видах

топлива (непроектные виды топлива не используются)

7.4. Динамика и структура потребления условного топлива на момент составления паспорта и

за три предыдущих года по видам

№

п.п

Вид топлива

Всего, от общего количества

2000г 2001г. 2002г.

1. Газ

тыс. тут 1 118 899 1 180.775 1 118 546

% 97,86 99,47 99,5

2. Мазут

тут 24506 6306 5891

% 2,14 0,53 0,5

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

предыдущих года

№

п.п

Вид топлива

Стоимость топлива, тыс. руб.

2000г 2001г. 2002г.

1. Газ 358 549 508 809 662 947

2. Мазут 10 450 7268 7547

Тонна условного

топлива

322,96 434,8 563,23

8. Установленная мощность электростанции

и среднегодовая по итогам трех истекших лет

№

п.п.

Показатель

Установленная

мощность

Годы (факт)

2000г. 2001г. 2002г.

Электрическая мощность,

МВт

390 390 390 390

Тепловая мощность, Гкал

В том числе:

1769 1769 1769 1769

2.1. Пар (турбоагрегаты) 829 829 829 829

2.2.

Горячая вода

(водогрейные котлы)

940 940 940 940

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

Показатель

Значение показателя

2000г. 2001г. 2002г.

(базовый)

1. Среднегодовая установленная мощность:

электрическая, тыс. кВт

тепловая отборов турбин, Гкал/ч

390

829

390

829

390

829

2. Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч:

всего

по теплофикационному циклу

2 397 992

1 284 829

2 453 350

1 329 317

2 491 228

1 319 080

3. Отпуск тепла, тыс. Гкал:

всего 2 992 539 3 055 336 3 036 275

4. Коэффициенты использования установленной

мощности, %:

электрической

тепловой

70,00

42,65

71,81

43,3

72,9

42,63

5. Доли отпуска тепла

отработавшим паром отборов турбин, %:

П-отборами

Т-отборами

из конденсаторов турбин

18,9

80,5

0,6

22,8

76,3

0,9

22,1

76,5

1,4

6. Удельный расход топлива на отпущенную

электроэнергию, г/(кВт·ч):

фактический

номинальный

нормативный

300,87

292,53

302,59

301,85

295,01

302,30

302,07

297,08

303,33

7. Удельный расход топлива на отпущенное

тепло, кг/Гкал

фактический

номинальный

нормативный

132,64

131,40

132,00

133,23

132,37

133,21

133,81

133,10

133,96

8. Составляющие изменения удельных расходов топлива

на отпущенную электроэнергию, г/(кВт·ч):

структура отпуска электроэнергии

теплофикация

экономичность

нет инф.

-6,640

7,614

1,528

-1,304

9. Составляющие изменения удельных расходов топлива

на отпущенное тепло, кг/Гкал:

структура отпуска тепла

теплофикация

экономичность

нет инф.

0,442

-3,436

4,018

0,113

0,734

-0,146

10. Расход электроэнергии на собственные нужды,

относимый на электроэнергию, %:

фактический

номинальный

5,58

5,61

5,26

5,34

5,44

5,45

11. Расход электроэнергии на собственные нужды,

относимый на тепло, кВт ч/Гкал:

фактический

номинальный

39,36

40,5

37,64

38,2

37,17

37,25

12.Удельный расход тепла брутто на турбинную

установку, ккал/(кВт·ч):

фактический

номинальный

1480

1440

1504

1475

1 526

1 493

13.КПД брутто котельной установки, %:

фактический прямой баланс

фактический обратный баланс

номинальный

92,70

93,13

93,58

92,80

93,28

93,79

92,81

93,27

93,89

14.Себестоимость отпускаемой энергии:

электрической, руб/тыс.(кВт·ч)

в том числе топливная составляющая

Тепловой, руб/Гкал

в том числе топливная составляющая

143,70

84,00

89,40

53,21

189,30

110,00

115,62

73,13

259,90

147,00

153,61

93,93

15.Численность промышленно-производственного

персонала, чел. 641 623 616

10. Выбросы в окружающую среду за последние 3 года

№

п.п.

Контролируемый

показатель

Значения выбросов по годам (норма/факт), тонн

2000г. 2001г. 2002г.

1. NO

6130,0 2298,39 2298,39

2607,000 1774,181 1828,644

2. CO

- - -

- - 1,96410

3. SO

725,0 3396,0 3396,0

589,7 161,87 137,865

4. NO

+ SO

- - -

3196,7 1936,06 1966,510

Мазутная зола в

пересчете на

ванадий

4,9 18,36 18,36

1,378 0,385 0,379

10.1. Затраты на экологические мероприятия. Их эффективность

2000 г. – 519,6 тыс.рублей

2001 г. – 3200,0 тыс.рублей.

2002 г. – 5113,64 тыс.рублей.

Экологические мероприятия направлены на поддержание достигнутого уровня вредных

выбросов в атмосферу.

11. Годовое использование основного оборудования

в сравнении с заложенным в проекте

№

п.п

Наименование основного

оборудования

По проекту,

часов

Факт, часов

2000г. 2001г. 2002г.

1. Котлы (энергетические):

ст.№7 5300 5241 5939 7065

ст.№8 5300 6316 7633 2907

ст.№9 5300 6044 6090 7993

ст.№10 5300 6590 5718 7300

ст.№11 5300 6091 6387 6698

ст.№12 5300 5767 6370 6661

2. Котлы (водогрейные):

ст.№1В 3130 0 0 0

ст.№2В 3130 0 0 0

ст.№3В 3130 0 0 0

ст.№4В 3130 0 0 0

ст.№5В 3130 283 515 501

ст.№6В 3130 544 873 377

ст.№7В 3130 28 57 511

3. Турбины:

ст.№5 6500 7885 7979 7834

ст.№6 6500 5695 8006 7068

ст.№7 6500 7147 6780 8026

ст.№8 6500 6978 6597 7692

ст.№9 6500 8426 8020 7207

12. Наработка металла основного оборудования

и главных паропроводов ТЭЦ-12

№

п.п.

Наименование

оборудования

Наработка, на

момент

составления

Паспорта (час)

Наименование документа и

организации, разрешившей

дальнейшую эксплуатацию

1. Паропроводы:

Гл. паропровод

котла ст.№7 175 385

Заключение Департамента НТП и

развития РАО ЕЭС №02-5/5-287 от

12.03.03г

Гл. паропровод

турбины ст.№5 200 761

Заключение Департамента НТП и

развития РАО ЕЭС №02-5/5-290 от

12.03.03г

Гл. паропровод

котла ст.№8 170 828

Заключение Департамента НТП и

развития РАО ЕЭС №02-5/5-289 от

12.03.03г

Гл. паропровод

турбины ст.№6 190 933

Заключение Департамента НТП и

развития РАО ЕЭС №02-5/5-289 от

12.03.03г

Перемычка к

общестанц.

коллектору

221 386 Нет

Гл. паропровод

котла ст.№9

64 570 Нет

Гл. паропровод

турбины ст.№7

78 327 Нет

Перемычка к

общестанц.

коллектору

93 006 Нет

Гл. паропровод

котла ст.№10

122 340 Нет

Гл. паропровод

котла ст.№11

97 794 Нет

Гл. паропровод

котла ст.№12

72 574 Нет

Гл. паропровод

турбины ст.№8

139 913 Нет

Гл. паропровод

турбины ст.№9

116 641 Нет

Переключательный

коллектор, ч.1

93 569 Нет

Переключательный

коллектор, ч.2

123 229 Нет

2. Котлы:

Котёл ст.№7 (ТП-

80)

291 810

Заключение Департамента НТП и

развития РАО ЕЭС №02-5/5-292 от

12.03.03г

Котёл ст.№8 (ТП-

80)

285 231 Заключение ЦЛМ ЦРМЗ филиала ОАО

Мосэнерго совместно с АООТ ВТИ от

1996 года.

Котёл ст.№9 (ТП-

87)

257 118

Заключение ООО «Импульс Строй»

№4282

Котёл ст.№10

(БКЗ-420)

122 340 Нет

Котёл ст.№11

(БКЗ-420)

97 794 Нет

Котёл ст.№12

(БКЗ-420)

72 574 Нет

3. Турбины:

Турбина ст.№5

(ПТ-60/75-130-13)

148 411 Нет

Турбина ст.№6

(ПТ-60/75-130-13)

138 731 Нет

Турбина ст.№7

(ПТ-116/125-130-7)

78 327 Нет

Турбина ст.№8

(ПТ-80/100-130-13)

139 913 Нет

Турбина ст.№9

(ПТ-80/100-130-13)

116 641 Нет

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

13. Водоподготовка ТЭЦ-12

Принципиальные схемы:

13.1. Подготовка добавочной воды (главная схема) - коагуляция в осветлителях на

механических фильтрах, двухступенчатое обессоливание (технология противоточного

ионирования АПКОР)

__________________________________________________________________________________

_Схема ПТС – одноступенчатое Na -катионирование с предочисткой

________________________________________________________________________________

13.2. Очистка возвращаемого производственного конденсата: конденсат не возвращается

13.3. Очистка турбинного конденсата (БОУ): отсутствует

13.4. Очистка внутристанционных дренажных конденсатов (УОЗС): очистка с использованием

флотатора, механических фильтров и одноступенчатого N а-катионирования

13.5. Технико-экономические показатели (ТЭП) за 2000 год (базовый)

Установка

Производительность, т/ч Удельный расход

номинальная фактическая необходимая

Воды на сн,

Тепла,

кДж/т

Электроэнергии,

кВт*ч/т

ХВО-1 250 96 96 16,4

учет не

ведется

учет не ведется

ХВО-2 800 378 378 15,5

УОЗС 100 67,5 67,5

Не

нормируется

13.6. Водоотведение водоподготовительных установок

Установка

Годовые сбросы, тонн

2000г 2001г 2002г

ХВО-1 173459 135832 138330

ХВО-2 (УОЗС) 760228 592832 514517

13.6. Выполнение нормативных мероприятий по организации водно-химического режима

(ВХР) Выполняется согласно проекта

13.7. Наличие систем мониторинга Мониторинг ВПУ отсутствует

14. Баланс по электроэнергии, тыс. кВт*ч

№

п.п.

Приход,

расход

Годы

2000 г. 2001 г. 2002 г.

1. Собственная выработка Нет данных 2 453 299,15 2 491 160,60

2. Получено из

энергосистемы

Нет данных 15 586,56 12 982,20

Полезный отпуск (Всего),

в том числе

3.а. В энергосистему по

уровням напряжений:

U= 110 кВ

U= 10 кВ

U= 6 кВ

U= 0,4 кВ

3.б. Сторонним

потребителям по уровням

напряжений:

U= 10 кВ

U= 6 кВ

U= 0,4 кВ

Нет данных

1 391 035,07

1 338 513,72

51 108,88

1 066,88

345,59

1 614 663,29

1 350 533,52

259 569,57

4 272,64

287,56

4. Собственные нужды Нет данных 244 027,04 248 187,67

5. Хозяйственные нужды Нет данных 633,21 827,46

6. Производственные нужды Нет данных 0 0

7 Технические потери в

главных трансформаторах

Нет данных 8 433,23 8 721,66

8 Небаланс (Технические,

за исключением п.7, и

коммерческие потери)

Нет данных 824 757,16 631 742,72