Комплексный энергоаудит Новосибирской ТЭЦ-3. Том 1. Технический отчет, страница 13

·   класс 1,0 для ТТ, установленных в точках учета: РВ-1 и ЦШ ЗАО «НЭСР»  не удовлетворяет требованиям ПУЭ;

·  сопротивление вторичных цепей трансформаторов тока в точках учета ТГ-7, ТГ-8, ТГ-9, ТГ-10, ТСН-10, ТСН-11, ТСН-12, ТСН-13, ТСН-15, ТСН-100, ТЛ-1, ТЛ-2, К-3, К-4, К-5, К-6, 3-17, 3-18, ОВ-110, ЛЭП 237, ЛЭП 238, ЛЭП 239, ЛЭП 240, ОВ-220 превышают допустимые;

·  потери напряжения в цепях напряжения ТН в точках учета: ТГ-1, ТГ-5, ТГ-7, ТГ-8, ТГ-9, ТГ-10, 1-Т, 2-Т, 3-Т, АТ12-110, ТСН-10, ТСН-11, ТСН-12, ТСН-13, ТСН-15, ТСН-100, ТЛ-1, ТЛ-2, К-3, К-4, К-5, К-6, 3-17, 3-18, ОВ-110, ЛЭП-237, ЛЭП-238, ЛЭП-239, ЛЭП-240, ОВ-220 не отвечают требованиям ПУЭ;

·  в большинстве случаев (в 55-ти точках расчетного учета) коэффициент трансформации трансформаторов тока при существующем уровне нагрузки не соответствует требованиям ПУЭ п. 1.5.17;

Несоответствие метрологических характеристик СИ требованиям РД 34.11.321-96  снижает достоверность учета и анализа ТЭП.

2.1.3 Выводы

2.1.3.1.Технические средства систем контроля и управления котлов и турбоагрегатов, а также общестанционного оборудования морально и физически устарели, не могут обеспечить современные требования к организации управления ТЭЦ, требуется модернизация, как самой аппаратуры, так и технических решений по организации  управления.

В настоящее время работоспособность СКУ поддерживается путем устаревших устройств устройствами новых модификаций, но аналогичного типа “датчик-вторичный прибор”. Это решение позволяет поддерживать работоспособность СКУ, но в этом случае все затраты идут на поддержание морально устаревшей системы. Затраты на её ремонт и эксплуатацию продолжают расти и в условиях проводимой реструктуризации станция не сможет обеспечить работоспособность СКУ. Наиболее радикальным путём сокращения затрат и обеспечения требуемого уровня контроля и управления оборудованием является полная замена всех технических средств СКУ современными микропроцессорными средствами. Но ограниченность финансовых средств, не даёт возможности провести полную реконструкцию СКУ.

Предлагаем вести модернизацию поэтапно, используя освободившуюся аппаратуру  для ремонта остающейся в работе аппаратуры других котлов и турбин.

2.1.3.2.Метрологические характеристики СИ целого ряда технологических показателей, задействованных в системе расчета и анализа ТЭП электростанции, не соответствуют требованиям РД 34.11.321-96.

Несоответствие метрологических характеристик СИ требованиям РД 34.11.321-96 , а также недостаточная оснащенность НТЭЦ-3 СИ (см.п.2.1.2) снижает достоверность учета и анализа ТЭП, особенно по группам оборудования.

 2.1.4 Рекомендации

2.1.4.1  Разработать проект реконструкции СКУ оборудования на базе современных микропроцессорных  систем. При проведении работ по реконструкции основного оборудования или замены технических средств СКУ ориентироваться на разработанный проект;

2.1.4.2  Разработать проект реконструкции СКУ системы пылеприготовления на базе современных микропроцессорных систем включая функционально-групповое управление мельниц;

2.1.4.3  Ориентировочная  стоимость полной реконструкции СКУ котла с переводом  на современную микропроцессорную технику 12-14 миллионов  рублей. Такая реконструкция СКУ может быть рекомендована только  в случае реконструкции основного технологического оборудования, когда срок работы технологического оборудования составит  не менее 12-15 лет;

 При проведении реконструкции СКУ турбин рекомендуем так же использовать распределенную микропроцессорную систему. В качестве технических средств использовать комплексы типа “Вибробит ” для контроля вибрации  и других мех. величин;

2.1.4.5  Привести систему защит и блокировок в соответствие  с Методическими указаниями РД 153-34.1-35.136-98. (автоматический ввод/вывод защит, регистрация срабатывания) и Техническими условиями на выполнение технологических защит и блокировок при использовании мазута и природного газа РД.153-34.1-35.108-2001;