Характеристика электрической мощности, состояние оборудования, анализ структуры потребленного топлива и выполнение нормативов запаса топлива ОАО энергетики и электрификации «Новосибирскэнерго», страница 15

2.13.5. Расход редуцированного пара и потери конденсата.

      Расход редуцированного пара на отпуск тепловой энергии составил:

                                                                                   2007       2006 

           - расход редуцированного пара в Гкал       39712   66641

           - в том числе:                                               

             для подогрева                                                 

             сетевой воды в П.Б. в %                               89,3     94,4

Тепло от РОУ отпускалось  на подогрев исходной воды подпитки теплосети в ПСВ, на отпуск пара потребителям. В 2007 году использовался пар от линии деаэраторов турбинг Т-100, что позволило снизить использование РОУ

    Внутристанционные потери конденсата по сравнению с 2006 г. ниже на 0,89 % и составили 3,2% при норме 2,83%.                      

    Потери конденсата без непрерывной продувки составляют  2,9 %.

Основные причины повышения потерь пара и конденсата по сравнению с нормой:

- неплотности трубной системы ПСВ-2 в январе – марте, ПСВ-4 в июле – октябре;

- при низких температурах наружного воздуха увеличенные продувки трубопроводов в канализацию для предотвращения размораживания;

- неплотность фланцевого соединения задвижки №127

- значительные потери при отмывке поверхностей нагрева после консервации котлов;

- из-за повышенного содержания О₂ в питательной воде открывались выпара в атмосферу.

2.14. Анализ причин низкой загрузки экономичного оборудования.

Снижения нагрузки на экономичном оборудовании 130кгс/см²   по инициативе ТЭЦ не было. Разгрузка производилась в соответствии с диспетчерским заданием.

Оборудование 90кгс/см²    и  30кгс/см² в 2007 году в резерве.

2.15. Анализ технического минимума нагрузки электрического оборудования.

Технический минимум электрической нагрузки по станции для отопительного периода зависит от величины отпуска тепла и минимального пропуска пара в конденсаторы турбин. В неотопительный период технический минимум определяется минимальной нагрузкой котельного отделения.

Для обеспечения надежной работы станции в неотопительный период должно работать не менее двух котлов, что определяет расчетную величину технического минимума. В 2006 году в августе и сентябре ТЭЦ часть времени работала с одним котлом БКЗ-320.

Во время ремонта оборудования 13,0 МПа, технический минимум обусловлен отпуском тепла в горячей воде и минимальной нагрузкой котлов ПК-10П. Колебания величины минимума в летний период обусловлены отпуском тепла в сетевой воде.

Расчетная, фактическая нагрузка технического минимума,

выработка электроэнергии по техническому минимуму.

Таблица 2.30.

Месяц года	Расчетная нагрузка по техническому минимуму	Фактическая нагрузка по техническому минимуму	Фактическая выработка по техническому минимуму
	МВт	МВт	МВтч
Январь	291	273	203204
Февраль	280	295	198246
Март	264	267	198419
I квартал	278,4	277,7	599869
Апрель	236	192	138180
Май	135 / 39*	122 / -	52185
Июнь	104 / 39*	- / -	-
II квартал	131,6	165,8	190365
Июль	100	100	46400
Август	100	108	80352
Сентябрь	127	122	87840
III квартал	108,7	111,3	214592
Октябрь	220	172	127692
Ноябрь	236	237	170866
Декабрь	330	274	204080
IV квартал	262,5	227,6	502638

        Расчетная нагрузка технического минимума определена на плановый отпуск тепла и при условии работы двух котлов БКЗ-320 в летнее время.