Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Теоретические аспекты системы энергоснабжения города

1.1 Характеристика систем электроснабжения города

1.2 Потребление электроэнергии в городском хозяйстве

1.3 Отечественный и зарубежный опыт в энергоснабжении

2. Анализ использования современной техники на Сакмарской ТЭЦ

2.1 Организационно-техническая характеристика Сакмарской ТЭЦ (ОАО «Оренбургская ТГК»)

2.2 Анализ использования современного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

2.3 Разработка рекомендаций по использованию современного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

Заключение

Библиографический список

электроснабзение город электроэнергия оборудование



Введение

В настоящее время система энергоснабжения, как всей Российской Федерации, так и отдельно взятого города Оренбурга, представляет собой межотраслевой топливно-энергетический комплекс, который охватывает всю совокупность процессов преобразования, распределения и использования всех видов энергоресурсов от их добычи до приемников энергии включительно.

Как известно топливно-энергетический комплекс оказывает определяющее влияние на экономику страны. Так, на его развитие ежегодно затрачивается около 30% всех капиталовложений, в нем занято более 15% всех трудящихся. От состояния и развития топливно-энергетического комплекса зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Именно этот комплекс создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. Все вышесказанное подчеркивает актуальность выбранной темы.

В данной курсовой работе по маркетингу теоретической основой исследования послужили труды Е. П. Кузнецова, Л. В. Погодиной, Г. Ф. Быстрицкого, Г. В. Арсеньева, В. П. Казанцева, Л. М. Дыскина, В. Н. Костина и т. д.

Цель данной курсовой работы - проанализировать использование современной техники и разработать рекомендации по совершенствованию ее использования на Сакмарской ТЭЦ.

Для достижения данной цели, необходимо решить следующие задачи:

· охарактеризовать систему электроснабжения города;

· рассмотреть потребление электроэнергии в городском хозяйстве;

· проанализировать отечественный и зарубежный опыт в энергоснабжении;

· представить организационно-техническую характеристику Сакмарской ТЭЦ (ОАО «Оренбургская ТГК»);

· проанализировать использование современной техники на Сакмарской ТЭЦ;

· разработать рекомендации по совершенствованию использования современной техники на Сакмарской ТЭЦ.

Объектом данной курсовой работы является Сакмарская ТЭЦ (ОАО «Оренбургская ТГК»).

Предметом исследования выступает современная техника, установленная на Сакмарской ТЭЦ.

В данной курсовой работе используются такие методы исследования, как исторический метод, анализ документации Сакмарской ТЭЦ (ОАО «Оренбургская ТГК»), анализ литературы, которая использовалась при написании данной курсовой работы, наблюдение, сравнение, конкретизация и идеализация, изучение и обобщение отечественной и зарубежной практики.

Информационной базой исследования послужили публикации журнала «Взгляд», «Электрика», официальный сайт «РИА Новости», данные годовых отчетов ОАО «Оренбургская ТГК» за 2010-2012 года.

1. Теоретические аспекты системы энергоснабжения города

1.1 Характеристика систем электроснабжения города

Написание данной главы, прежде всего, стоит начать с основных понятий и определений. Начнем с самого понятия «система электроснабжения (СЭС)». Рассмотрим несколько различных трактовок этого понятия, изложенных различными авторами.

Согласно трактовке Л. В. Погодиной «системой электроснабжения (СЭС) называется совокупность взаимосвязанных электроустановок, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии». [16, с. 346].

Ю.Я. Чукреев систему электроснабжения (СЭС) определяет как «совокупность устройств для производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии». СЭС создаются для обеспечения питания промышленных, городских, сельскохозяйственных и прочих потребителей [20, с. 5].

Е. П. Кузнецов утверждает следующее: «систему электроснабжения города следует рассматривать как часть энергетической системы страны, в состав которой входят:

1. Центры питания (ЦП) энергосистемы, служащие для приема, преобразования и распределения электроэнергии в городе.

2. Распределительные устройства (РУ) - электроустановки, предназначенные для приема и распределения электроэнергии, в состав которых входят сборные и соединительные шины, коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики.

3. Подстанции - это комплекс электроустановок для преобразования и распределения энергии, состоящий из трансформаторов и других преобразователей энергии, распределительных устройств до и выше 1000 В, устройств управления, защиты и автоматики.

4. Распределительные пункты (РП) - подстанции городской распределительной сети, предназначенные для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации.

5. Трансформаторные пункты - подстанции, предназначенные для преобразования напряжения и распределения электроэнергии между потребителями.

6. Линии электропередачи (ЛЭП) - это инженерные сооружения, служащие для передачи электроэнергии от электростанций к потребителям.

7. Электроприемники потребителей - устройства (трансформаторы, электродвигатели, преобразователи, светильники и пр.), в которых электроэнергия преобразуется в другие виды энергии или работу» [14, с. 356].

И последнее определение, на котором стоит остановиться это определение В. Н. Костина: «системой электроснабжения называется совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. В систему электроснабжения входят элементы приема, передачи, преобразования и распределения электроэнергии, работающие на определенной территории» [13, с. 4].

В вышеуказанном определение есть понятие «электроустановки» на нем также стоит остановиться. «Электроустановками (ЭУ) называется совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, трансформации, передачи, распределения электроэнергии и преобразования ее в другой вид энергии, изменения рода тока, напряжения, частоты или числа фаз» [16, с. 348].

После того как были рассмотрены понятия «система электроснабжения» и «электроустановок» перейдем к рассмотрению городской системы электроснабжения.

Городская система электроснабжения (см. Рис. 1.1) состоит из трех взаимосвязанных подсистем:

1. Электроснабжающей, предназначенной для распределения электроэнергии между отдельными районами города с помощью центров питания и линий электропередачи напряжением 35-110 кВ.

2. Распределительной, предназначенной для распределения энергии между отдельными городскими потребителями с помощью распределительных и трансформаторных пунктов, питающих и распределительных ЛЭП.

3. Внутренней, предназначенной для распределения электроэнергии между группами или отдельными электроприемниками потребителей [14, с. 357].

Рисунок 1.1 Схема электроснабжения города

Таким образом, следует сделать следующие выводы: электроснабжение города - это отрасль городского хозяйства, осуществляющая генерирование, преобразование, распределение и использование электрической энергии во всех системах жизнеобеспечения. Основной целью функционирования городской системы электроснабжения - это надежное обеспечение потребителей электрической энергией стандартных параметров и в необходимом объеме (основные параметры тока для России: напряжение - 220 В, а частота - 50 Гц). Городская система электроснабжения объединяет в себе электроснабжающую, распределительную и внутреннюю подсистемы. В состав городской СЭС входят такие элементы как:

· центры питания энергосистемы;

· распределительные устройства;

· подстанции;

· распределительные пункты;

· трансформаторные пункты;

· линии электропередачи;

· электроприемники потребителей.

1.2 Потребление электроэнергии в городском хозяйстве

Написание данного параграфа следует начать с характеристики городских потребителей электроэнергии. Потребители электроэнергии, расположенные на территории города, могут быть разбиты на пять групп:

1. Промышленные предприятия.

2. Жилые и общественные здания.

3. Коммунально-бытовые предприятия.

4. Электротранспорт.

5. Уличное освещение [14, с. 244].

Главным потребителем электроэнергии является промышленность. Это объясняется тем, что в промышленности львиную долю (до 70%) потребляют электродвигатели [11, с. 16].

Все потребители электроэнергии характеризуются:

· мощностью установленных электроприемников;

· объемом потребления электроэнергии;

· режимом потребления электроэнергии.

Электропотребление в жилых зданиях определяется:

· обеспеченностью жилой площадью;

· материальным достатком;

· укладом жизни;

· уровнем благоустройства;

· электрификацией бытовых процессов.

В настоящее время выделяют три уровня электрификации бытовых процессов:

· I уровень предусматривает использование осветительных и бытовых приборов общего назначения при условии приготовления пищи на газовых или твердотопливных плитах, отопление и горячее водоснабжение от индивидуальных или местных источников теплоты.

· II уровень, дополнительно к первому, предусматривает применение для приготовления пищи напольных электроплит мощностью от 5,5 до 8 кВт, при условии отопления и горячего водоснабжения от внешних источников теплоты.

· III уровень - полная электрификация быта, когда электроэнергия используется в качестве единственного источника энергии для удовлетворения всех бытовых потребностей в жилых домах, включая отопление и горячее водоснабжение [14, с. 245].

Таким образом, следует сделать следующие выводы: основными потребителями электроэнергии в городском хозяйстве являются: промышленные предприятия, жилые и общественные здания, коммунально-бытовые предприятия, электротранспорт, уличное освещение. Что касается уровней электрификации бытовых процессов, то их на сегодняшний момент выделяют три - I, II, III.



1.3 Отечественный и зарубежный опыт в энергоснабжении

Альтернативная энергетика - совокупность перспективных способов получения энергии, которые распространены, не так широко, как традиционные, однако представляют интерес из-за выгодности их использования при низком риске причинения вреда экологии.

Альтернативный источник энергии - способ, устройство или сооружение, позволяющее получать электрическую энергию (или другой требуемый вид энергии) и заменяющий собой традиционные источники энергии, функционирующие на нефти, добываемом природном газе и угле [5, с. 2].

В нашем случае это тема является особенно актуальной, т.к. вся экономика России в целом построена на топливно-энергетическом комплексе. Согласно характеристике запасов топлива на территории Российской Федерации при такой же интенсивной добыче, запасов хватит:

· каменного и бурого угля примерно на 521 год;

· нефти примерно на 20 лет;

· природного газа примерно на 67 лет.

Т.к. данное топливо является невозобновляемым ресурсом, то стоит задуматься о переходе на альтернативные источники энергии, ведь они являются возобновляемыми. На альтернативные источники энергии приходится всего лишь 2% мировой выработки электроэнергии.

Теперь перейдем к рассмотрению основных видов альтернативной энергетики и опыта их применения в России и за рубежом.

Виды альтернативной энергетики:

· солнечная энергетика;

· ветроэнергетика;

· волновая энергетика;

· геотермальная энергетика;

· биомассовая энергетика;

· градиент-температурная энергетика [5,с. 3].

Остановимся более подробно на самых распространенных видах альтернативной энергетики и рассмотрим, где в наибольшей степени они распространены.

Солнечная энергетика - отрасль науки и техники, разрабатывающая основы, методы и средства использования солнечного излучения или солнечной радиации для получения электрической, тепловой и других видов энергии и использования их в народном хозяйстве [4, с. 385].

Солнечная энергетика - преобразование солнечной энергии в электроэнергию фотоэлектрическим и термодинамическим методами. Для фотоэлектрического метода используются фотоэлектрические преобразователи (ФЭП) с непосредственным преобразованием энергии световых квантов (фотонов) в электроэнергию.

Термодинамические установки, преобразующие энергию солнца вначале в тепло, а затем в механическую и далее в электрическую энергию, содержат «солнечный котел», турбину и генератор. Однако солнечное излучение, падающее на Землю, обладает рядом характерных особенностей:

· низкой плотностью потока энергии;

· суточной и сезонной цикличностью;

· зависимостью от погодных условий.

Поэтому изменения тепловых режимов могут вносить серьезные ограничения в работу системы. Подобная система должна иметь аккумулирующее устройство для исключения случайных колебаний режимов эксплуатации или обеспечения необходимого изменения производства энергии во времени. При проектировании солнечных энергетических станций необходимо правильно оценивать метеорологические факторы [5, с.7].

Солнечная энергетика наиболее распространена:

· в Испании и Италии - 3%;

· в Германии - 2%.

Имеющиеся солнечные электрические станции (СЭС):

· СЭС «Перово» в Крыму, мощностью 105,56 МВт;

· СЭС «Сарния» в Канаде, мощностью 97 МВт;

· СЭС «Эберсвальде» в Германии, мощностью 84,7 МВт.

В России первая солнечная электростанция запущена в сентябре 2010 года в Белгородской области мощностью - всего 100 кВт.

Геотермальная энергетика - способ получения электроэнергии путем преобразования внутреннего тепла Земли (энергии горячих пароводяных источников) в электрическую энергию.

Этот способ получения электроэнергии основан на факте, что температура пород с глубиной растет, и на уровне 2-3 км от поверхности Земли превышает 100°С. Существует несколько схем получения электроэнергии на геотермальной электростанции:

· прямая схема: природный пар направляется по трубам в турбины, соединенные с электрогенераторами;

· непрямая схема: пар предварительно (до того как попадает в турбины) очищают от газов, вызывающих разрушение труб;

· смешанная схема: неочищенный пар поступает в турбины, а затем из воды, образовавшийся в результате конденсации, удаляют не растворившиеся в ней газы.

Стоимость «топлива» такой электростанции определяется затратами на продуктивные скважины и систему сбора пара и является относительно невысокой. Стоимость самой электростанции при этом невелика, так как она не имеет топки, котельной установки и дымовой трубы.

К недостаткам геотермальных электроустановок относится возможность локального оседания грунтов и пробуждения сейсмической активности. А выходящие из-под земли газы могут содержать отравляющие вещества. Кроме того, для постройки геотермальной электростанции необходимы определенные геологические условия [5, с.11].

Геотермальная энергетика наибольшее распространение получила в:

· в Исландии - 30%;

· на Филиппинах - 27%

· в Коста-Рика и Сальвадоре - 14%;

· в Новой Зеландии и Никарагуа - 10%.

Имеющиеся геотермальные электрические станции:

· Паужетская ГТЭС на Камчатке, мощностью 12 МВт;

· Мутновская ГТЭС на Камчатке, мощностью 50 МВТ;

· Менделеевская ГТЭС на острове Кунашир, мощностью 3,6 МВт.

Ветроэнергетика - отрасль науки и техники, разрабатывающая теоретические основы, методы и средства использования энергии ветра для получения механической, электрической и тепловой энергии (ветротехника) и определяющая области и масштабы целесообразного использования ветровой энергии в народном хозяйстве.

Ветроэнергетическая установка (ВЭУ) - это комплекс технических устройств для преобразования кинетической энергии ветрового потока в какой-либо другой вид энергии. ВЭУ состоит из:

· ветроагрегата (ветродвигатель в комплекте с одной или несколькими рабочими машинами);

· устройства, аккумулирующего энергию или резервирующего мощность, в ряде случаев дублирующего двигателя (большей частью теплового);

· систем автоматического управления и регулирования режимов работы установки.

Различают ветросиловые установки и ветроэлектрические станции (ВЭС) [4, с. 178].

Ветроэлектрическая станция - установка, преобразующая кинетическую энергию ветра в электрическую энергию. Состоит она из ветродвигателя, генератора электрического тока, автоматического устройства управления работой ветродвигателя и генератора, сооружений для их установки и обслуживания.

Производство ветряных электростанций очень дешево, но их мощность мала, и их работа зависит от погоды. К тому же они очень шумны, поэтому крупные ветряные электростанции даже приходится на ночь отключать. Помимо этого, ветряные электростанции создают помехи для воздушного сообщения, и даже для радиоволн. Применение ветряных электростанций вызывает локальное ослабление силы воздушных потоков, мешающее проветриванию промышленных районов и даже влияющее на климат. Наконец, для использования ветряных электростанций необходимы огромные площади, много больше, чем для других типов электрогенераторов [5, с. 7].

Ветровая энергетика наиболее распространена:

· в Дании - 28%;

· в Испании и Португалии - 20%.

Имеющиеся ветровые электростанции:

· Анадырская ВЭС в Чукотском автономном округе, мощностью 2,5 МВт;

· Зеленогородская ВЭУ в Калининградской области, мощностью 5,1 МВт.

Заканчивая написание данного параграфа, следует отметить, что использование альтернативных источников энергии в России по сравнению со многими зарубежными странами находится на низком уровне. Сложившуюся ситуацию можно объяснить многообразием и доступностью традиционных топливно-энергетических ресурсов.

Один из основных барьеров для строительства крупных электростанций на возобновляемых источниках энергии - отсутствие положения о стимулирующем тарифе, по которому государство покупало бы электроэнергию, производимую на основе возобновляемых источниках энергии [1, с. 9].

Согласно мнению специалистов в области энергетики «Россия может получать 10 % энергии из ветра» [17, с. 2].

Таким образом, Россия обладает мощным потенциалом в области альтернативных источников энергии, но со стороны государства не хватает поддержки для их развития. Для выхода из этой ситуации государство может выработать ряд стимулирующих факторов для развития электростанций на возобновляемых источниках энергии.

Таким образом, следует отметить следующее: электроснабжение города - это отрасль городского хозяйства, осуществляющая генерирование, преобразование, распределение и использование электрической энергии во всех системах жизнеобеспечения. Основной целью функционирования городской системы электроснабжения - это надежное обеспечение потребителей электрической энергией стандартных параметров и в необходимом объеме (основные параметры тока для России: напряжение - 220 В, а частота - 50 Гц). Городская система электроснабжения объединяет в себе электроснабжающую, распределительную и внутреннюю подсистемы. В состав городской СЭС входят такие элементы как: центры питания энергосистемы, распределительные устройства, подстанции, распределительные пункты, трансформаторные пункты, линии электропередачи, электроприемники потребителей. Основными потребителями электроэнергии в городском хозяйстве являются: промышленные предприятия, жилые и общественные здания, коммунально-бытовые предприятия, электротранспорт, уличное освещение. Что касается уровней электрификации бытовых процессов, то их на сегодняшний момент выделяют три - I, II, III. Россия обладает мощным потенциалом в области альтернативных источников энергии, но со стороны государства не хватает поддержки для их развития. Для выхода из этой ситуации государство может выработать ряд стимулирующих факторов для развития электростанций на возобновляемых источниках энергии.

2. Анализ использования современной техники на Сакмарской ТЭЦ

2.1 Организационно-техническая характеристика Сакмарской ТЭЦ (ОАО «Оренбургская ТГК»)

Сакмарская теплоэлектроцентраль - энергетическое предприятие в городе Оренбурге, являющееся подразделением ОАО «Оренбургская ТГК». Сакмарская теплоэлектроцентраль - «энергетическое сердце Оренбурга» [6, с. 8].

Сакмарская ТЭЦ является единым производственным и технологическим комплексом по производству, передаче, распределению тепловой и электрической энергии для промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора города Оренбурга. Среди потребителей станции - жилой фонд, социально-значимые учреждения, промышленные предприятия и прочие организации города. Установленная электрическая мощность составляет 460 МВт, а тепловая мощность - 1754 Гкал/час.

Огромное внимание на станции уделяется повышению надежности работы оборудования путем внедрения автоматизации производственного процесса, что сводит к минимуму риск «человеческого фактора».

Теперь перейдем к краткой исторической справке. Строительство Сакмарской ТЭЦ началось в 1955 году. Однако через три года в связи с изменившимся топливным балансом и газификацией Оренбурга, развитием промышленных предприятий встал вопрос о пересмотре принятых планов по тепло- и электроснабжению города. Строительство ТЭЦ было временно приостановлено.

Разработкой схемы тепло- и электроснабжения Оренбурга на перспективу занималось Киевское отделение института «Теплоэлектропроект». Был определен профиль электростанции, установлена ее мощность - 200 МВт.

Потребовался выбор новой площадки для Сакмарской ТЭЦ, где в декабре 1965 года начались строительные работы. Сакмарскую ТЭЦ, как многие подобные объекты в те времена, строила почти вся страна: в Таганроге были изготовлены котлоагрегаты, в Ленинграде и Свердловске - турбогенераторы, десятки других предприятий поставили тысячи единиц различного оборудования.

Первый турбоагрегатор Сакмарской ТЭЦ мощностью 60 тыс. кВт введен в эксплуатацию в 1969 году.

Сакмарская ТЭЦ является подразделением Оренбургской ТГК и поэтому стоит дать краткую характеристику Оренбургской ТГК. Открытое акционерное общество «Оренбургская теплогенерирующая компания» было зарегистрировано 1 июля 2005 г. в ходе реструктуризации ОАО «Оренбургэнерго». В настоящее время ОАО «Оренбургская ТГК» является крупнейшим производителем тепловой и электрической энергии в Оренбуржье. Основной задачей предприятия является гарантированное энергоснабжение населения, социально-значимых и промышленных объектов бесперебойно и в полном объеме. Установленная электрическая мощность 1034 МВт, тепловая мощность 4638 Гкал/час.

Важно также отметить, что в своей деятельности ОАО «Оренбургская ТГК» придерживается следующей стратегии - использование передовых идей и подходов к ведению бизнеса в сфере энергетики создает основу долгосрочной эффективной работы компании. Для ОАО «Оренбургской ТГК» наиболее важны всесторонний учет потребностей клиентов, социально ориентированные отношения в регионах, забота об охране окружающей среды.

Ключевые направления деятельности ОАО «Оренбургской ТГК»:

· обеспечение надежного и бесперебойного производства электрической и тепловой энергии;

· строительство новых и повышение эффективности действующих мощностей посредством реализации приоритетной инвестиционной программы;

· внедрение энергосберегающих технологий, содействие повышению энергоэффективности российской экономики;

· увеличение капитализации и инвестиционной привлекательности компании, повышение энергоэффективности через развитие производства электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии [8, c. 5].

Теперь перейдем к рассмотрению организационной структуры управления. Организационная структура управления ОАО «Оренбургская ТГК» является линейно-функциональной, с прямым подчинением обособленных подразделений исполнительному аппарату Общества [8, с. 9].

Рисунок 2.1 Организационная структура управления в ОАО «Оренбургская ТГК»

На рисунке 2.1 видно, что в состав ОАО «Оренбургской ТГК» входят обособленные подразделения:

· 3 электростанции (Орская ТЭЦ-1, Сакмарская ТЭЦ, Каргалинская ТЭЦ);

· тепловые сети.

Теперь стоит перейти к техническим характеристикам Сакмарской ТЭЦ.

Для начала рассмотрим показатель выработки электроэнергии в динамике в период с 2010 года по 2012 год (см. Табл. 2.1).

Таблица 2.1

Выработка электроэнергии Сакмарской ТЭЦ в период с 2010 по 2012 год

Год	Выработка электроэнергии, млн. кВтч
2010	2526,4
2011	2444,7
2012	2380,3

По данным таблицы 2.1 построим гистограмму, на которой будет видно динамику объемов выработки электроэнергии за 2010-2012 года (см. Рис.2.2).

Рисунок 2.2 Динамика объема выработки электроэнергии Сакмарской ТЭЦ за 2010-2012 года, млн. кВтч

На рис. 2.2 видно, что объем выработки электроэнергии в период с 2010 года по 2012 год снижался. Объем выработки электроэнергии Сакмарской ТЭЦ в 2011 году упал по отношению к объему выработки 2010 года на 81,7 млн.кВтч или на 4%. Снижение выработки произошло по причине оптимизации режима работы станций и изменения состава работающего оборудования (капитальный ремонт турбоагрегата ст. №6 на Сакмарской ТЭЦ). В 2012 году объем выработки снизился по отношению к объему выработки 2011 года на 64,4 млн.кВтч или 2,6% в результате оптимизации режимов работы ТЭЦ, расширения регулировочного диапазона нагрузки и разгрузки ТЭЦ в ночные часы и в выходные дни.

Далее уместно посмотреть какую долю занимает объем выработки электроэнергии Сакмарской ТЭЦ в общей объеме выработки ОАО «Оренбургской ТГК».

Рисунок 2.3 Соотношение доли выработки электроэнергии Сакмарской ТЭЦ в общей выработке ОАО «Оренбургской ТГК» в период с 2010 года по 2012 год, %

На рисунке 2.3 отчетливо видно, что доля объема выработки электроэнергии Сакмарской ТЭЦ занимает около 50% всего объема выработки электроэнергии ОАО «Оренбургской ТГК».

Далее рассмотрим коэффициент установленной мощности. По данным таблицы 2.2 построим гистограмму, на которой будет видно динамику изменения коэффициента использования установленной мощности за 2010-2012 года (см. Рис. 2.4).

Таблица 2.2

Коэффициент использования установленной мощности

Год	Коэффициент использования установленной мощности, %
2010	63,4
2011	60,7
2012	59,1

На рисунке 2.4 видно, что коэффициент использования установленной электрической мощности Сакмарской ТЭЦ в 2011 году снизился по отношению к коэффициенту использования 2010 года на 4,3 %. Коэффициент использования установленной электрической мощности снизился в результате снижения выработки электроэнергии.

Рисунок 2.4 Динамика изменения коэффициента использования установленной мощности за 2010-2012 года, %

Коэффициент использования установленной электрической мощности Сакмарской ТЭЦ в 2012 году снизился по отношению к коэффициенту использования 2011 года на 2,6 % в результате снижения выработки электроэнергии.

Последний показатель, который нами еще не был рассмотрен - это удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.



Таблица 2.3

Динамика удельных расходов условного топлива Сакмарской ТЭЦ

Год	Удельный расход условного топлива, г/кВтч
2010	271,0
2011	268,4
2012	273,2

По данным таблицы 2.3 построим гистограмму, на которой будет видно динамику удельных расходов условного топлива за 2010-2012 года (см. Рис. 2.5).

На рисунке 2.5 видно, что удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию по Сакмарской ТЭЦ за 2011 год составил 268,4 г/кВтч, что ниже уровня 2010 года на 2,6 г/кВтч. Это снижение объясняется ростом доли теплофикационной выработки на 1,4%.

Рисунок 2.5 Динамика удельных расходов условного топлива за 2010-2012 года, г/кВтч

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию по Сакмарской ТЭЦ за 2012 год составил 273,2 г/кВтч, что выше уровня 2011 года на 1,8%. Рост удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию относительно уровня прошлого года на 4,8 г/кВтч объясняется снижением теплофикационной выработки на 41,1 млн. кВтч.

Следует отметить, что Сакмарская ТЭЦ - единый производственный и технологический комплекс по производству, передаче, распределению тепловой и электрической энергии для промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора города Оренбурга. Доля объема выработки электроэнергии Сакмарской ТЭЦ занимает около 50% всего объема выработки электроэнергии ОАО «Оренбургской ТГК».

2.2 Анализ использования современного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

При написании данного параграфа нами должна быть дана техническая и экономическая характеристика основного оборудования, установленного на Сакмарской ТЭЦ. Прежде чем перейти к подробному описанию основного оборудования нужно вспомнить, что станция имеет установленную электрическую мощность - 460 МВт и установленную тепловую мощность - 1754 Гкал/час.

В состав основного оборудования Сакмарской ТЭЦ входят:

· шесть паровых турбин;

· шесть турбогенераторов;

· пять паровых энергетических котлов;

· пять водогрейных котлов.

Таким образом, суммарное количество основного оборудования - 22 единицы.

Таблица 2.4

Состав турбинного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

№	Тип	Производитель	Марка	Мощность	Количество
1	Паровая	Уральский турбинный завод	Т-55/60-130/13	55 МВт	1
2	Паровая	Ленинградский металлический завод	ПТ-60-130/13	60 МВт	1
3	Паровая	Уральский турбинный завод	ПТ-65/75-130/13	65 МВт	2
4	Паровая	Уральский турбинный завод	Т-110/120-130/3	110 МВт	2

Таблица 2.5

Состав генераторного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

№	Производитель	Марка	Мощность	Количество
1	НПО «ЭЛСИБ»	ТВФ-60-2	60 МВт	3
2	НПО «ЭЛСИБ»	ТВФ-63-2	63 МВт	1
3	НПО «ЭЛСИБ»	ТВФ-110-2ЕУ3	110 МВт	2

Таблица 2.6

Состав котельного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

№	Тип	Производитель	Марка	Количество
1	Водогрейный	Бийский котельный завод	ПТВМ-100	2
2	Водогрейный	Сибэнергомаш	КВГМ-180	2
3	Водогрейный	Бийский котельный завод	КВГМ-209-150-2	1
5	Паровой энергетический	Таганрогский котельный завод	ТГМ-84-420	3
6	Паровой энергетический	Таганрогский котельный завод	ТГМЕ-464-500	2

Теперь стоит остановиться более подробно на каждом из них. Состав и состояние основного оборудования, установленного на Сакмарской ТЭЦ, стоит начать с турбинного оборудования. Из таблицы 2.4 видно, что на Сакмарской ТЭЦ установлено шесть паровых турбин следующих марок:

· ПТ-60-130/13;

· ПТ-65/75-130/13;

· Т-50/60-130;

· Т-55/60-130;

· Т-110/120-130/3;

· Т-110/120-130/3.

В представленных маркировках первые буквы (одна или две) обозначают тип турбины: Т - теплофикационная с отопительным отбором водяного пара; ПТ - теплофикационная с производственным и отопительным регулируемыми отборами пара. Первое число за буквой показывает номинальную мощность турбины в мегаваттах. Максимальная мощность указывается в знаменателе дроби. Следующее число означает номинальное давление пара перед турбиной в кгс/см². Последняя цифра, если она имеется, означает номер заводской модификации турбины.

Таблица 2.7

Состав и состояние парка турбинного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

Турбины	Тип (марка) турбин6ы	Завод-изготовитель	Год ввода	Установленная электрическая мощность, МВт	Тепловая мощность, Гкал/час	Парковый ресурс, норма, час, лет	Наработка с начала экспл. на конец года, час (лет)	Год достижения паркового ресурса
ТП 01	ПТ-60-130/13	ЛМЗ	1969	60	139	220 000	280 352	2009
ТП 02	ПТ-65/75-130/13	УТЗ	2004	65	147	220 000	15 591	2033
ТП 03	ПТ-65/75-130/13	УТЗ	2010	65	147	220 000	7 795	2039
ТП 04	Т-55/60-130	УТЗ	1973	55	92	220 000	243 817	2013
ТП 05	Т-110/120-130/3	УТЗ	1985	110	175	220 000	221 062	2016
ТП 06	Т-110/120-130/3	УТЗ	1986	110	175	220 000	151 019	2021

По данным из таблицы 2.7 построим гистограмму срока эксплуатации паровых турбин на Сакмарской ТЭЦ для того чтобы проанализировать их состояние (см. Рис. 2.6).

На рисунке 2.6 видно, что на Сакмарской ТЭЦ у паровых турбин срок эксплуатации разный - от 3 до 44 лет. Самый большой срок эксплуатации у турбины марки ПТ-60-130/13, она была установлена с самого начала работы Сакмарской ТЭЦ и до сегодняшнего момента не модернизировалась. Это связано прежде всего с дороговизной оборудования, тем более тип турбины ПТ стоит на порядок выше чем турбины типа Т. Самый маленький срок службы у турбины ПТ-65/75-130/13 - 3 года. Установка турбины данного типа заменила турбину Т-50/60-130, которая была установлена ранее. Установка ПТ-65/75-130/13 была осуществлена в 2010 году в ходе инвестиционного проекта «Яшма».

Рисунок 2.6 Срок эксплуатации паровых турбин на Сакмарской ТЭЦ, лет

Сакмарская ТЭЦ на сегодняшний день заинтересована в привлечение инвестиций на модернизацию и реконструкцию двух паровых турбин ПТ-60-130/13 и Т-55/60-130, срок службы которых превышает 40 лет и парковый ресурс которых уже выработан. Также следует отметить, что по данным из табл. 2.4 из всех шести паровых турбин всего лишь две достигли пика в достижении своего паркового ресурса (2009 год и 2013 год соответственно) и одна по техническим характеристикам достигнет его в 2016 году.

Далее стоит перейти к экономической характеристике паровых турбин, установленных на Сакмарской ТЭЦ.

Таблица 2.8

Стоимость паровых турбин, установленных на Сакмарской ТЭЦ

Марка паровой турбины	Стоимость паровой турбины, тыс. руб.
ПТ-60-130/13	18 500
ПТ-65/75-130/13	25 000
ПТ-65/75-130/13	30 000
Т-55/60-130	16 800
Т-110/120-130/3	23 000
Т-110/120-130/3	23 100
ИТОГО	136 400

Для того чтобы дать экономическую характеристику - по данным табл. 2.8 построим гистограмму (см. Рис. 2.7).

Рисунок 2.7 Стоимость паровых турбин, установленных на Сакмарской ТЭЦ, тыс. руб

Из таблицы 2.8 видно, что общая стоимость всех паровых турбин, установленных на Сакмарской ТЭЦ составляет 136,4 млн. рублей. На рисунке 2.8 видно что самой дорогой турбиной является ПТ-65/75-130, которая была введена в эксплуатацию в 2010 году, а самой дешевой является Т-55/60-130, выработавшая свой парковый и ресурс. Таким образом, заканчивая рассмотрение турбинного оборудования следует сказать, что на Сакмарской ТЭЦ в замене нуждаются две турбины по вышесказанным причинам.

Далее перейдем к рассмотрению состава и состояния генераторного оборудования на Сакмарской ТЭЦ. Напомним, что характерной особенностью турбогенераторов является большая скорость вращения, они относятся к категории быстроходных машин. Быстроходные генераторы являются более экономичными в работе и имеют меньший расход активных материалов на единицу мощности, т. к. с увеличением скорости вращения размеры и вес, как генератора, так и паровой турбины уменьшаются. Все современные турбогенераторы, в том числе и входящие в состав Сакмарской ТЭЦ имеют одинаковую скорость вращения - 3000 об/мин при частоте 50 Гц. Из таблицы 2.5 видно, что на Сакмарской ТЭЦ установлены генераторы типа ТВФ-60-2, ТВФ-63-2, ТВФ-110-2ЕУ3. В маркировке турбогенераторов буквами обозначены: Т - турбогенератор; ВФ - водородное форсированное охлаждение; число после первого дефиса - номинальная мощность, МВт; число после второго дефиса - количество полюсов, Е - принадлежность к единой унифицированной серии; буква У - климатическое исполнение (У - для работы в районах с умеренным климатом), цифра 3 - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией [15, с. 197]. Что касается завода-изготовителя, то им является научно-профессиональное объединение «ЭЛСИБ».

Таблица 2.9

Состав и состояние парка генераторного оборудования, установленных на Сакмарской ТЭЦ

Турбогенератор	Тип (марка) турбогенератора	Напряжение, кВт	Мощность, МВт	Год ввода	Завод-изготовитель	Год модернизации
ТГ 01	ТВФ-60-2	10,5	60	1969	НПО «ЭЛСИБ»	-
ТГ 02	ТВФ-60-2	10,5	60	1969	НПО «ЭЛСИБ»	-
ТГ 03	ТВФ-60-2	10,5	60	1972	НПО «ЭЛСИБ»	-
ТГ 04	ТВФ-63-2	10,5	65	1973	НПО «ЭЛСИБ»	-
ТГ 05	ТВФ-110-2ЕУ3	10,5	110	1985	НПО «ЭЛСИБ»	-
ТГ 06	ТВФ-110-2ЕУ3	10,5	110	1986	НПО «ЭЛСИБ»	1993

Используя данные таблицы 2.9 построим гистограмму срока эксплуатации турбогенераторов для того чтобы проанализировать их состояние.

Рисунок 2.8 Срок эксплуатации турбогенераторов на Сакмарской ТЭЦ, лет

На рисунке 2.8 видно, что срок эксплуатации турбогенераторов на сегодняшний день составляет от 27 до 44 лет. Модернизация за время эксплуатации всех турбогенераторов проводилась лишь единожды - модернизировался турбогенератор маркой ТВФ-110-2ЕУ3, введенным в эксплуатацию в 1986 году. Из этого следует, что модернизация нужна для всех оставшихся котлов, т.к. оборудование устаревает как физически, так и морально. Еще одной причиной для замены или модернизации турбогенераторов является переориентация электроэнергетики. В свою очередь она требует замены турбогенераторов на более модернизированные генераторы нового поколения, например серии ТВ мощностью от 18 до 160 МВТ с воздушным охлаждением.

Для того чтобы дать экономическую характеристику данных турбогенераторов - по данным табл. 2.10 построим гистограмму (см. Рис. 2.9).

На рисунке 2.9 видно, что стоимость турбогенераторов составляет от 6,8 млн. рублей до 11,4 млн. рублей. Стоимость данных генераторов в первую очередь зависит от его мощности и от срока эксплуатации. По данным из таблицы 2.10 видно, что общая стоимость всех турбогенераторов, установленных на Сакмарской ТЭЦ составляет 51,9 млн. рублей.

Таблица 2.10

Стоимость турбогенераторов на Сакмарской ТЭЦ

Марка турбогенератора	Стоимость турбогенератора, тыс. руб.
ТВФ-60-2	6 800
ТВФ-60-2	6 800
ТВФ-60-2	7 600
ТВФ-63-2	8 100
ТВФ-110-2ЕУЗ	11 200
ТВФ-110-2ЕУЗ	11 400
ИТОГО	51 900

Рисунок 2.9 Стоимость турбогенераторов на Сакмарской ТЭЦ, тыс. руб

Далее перейдем к рассмотрению паровых энергетических котлов. По данным табл. 2.6 на Сакмарской ТЭЦ установлено пять паровых котлов. Данные паровые котлы изготовлены Таганрогским котельным заводом и имеют следующие марки ТГМ-84А-420, ТГМ-84Б-420 и ТГМЕ-464-500. Рассмотрим более подробно маркировки данных котлов: «ТГМ» и «ТГМЕ» означает соответственно, что котел «Таганрогский газомазутный» и «Таганрогский газомазутный с естественной циркуляцией», 84А, 84Б и 464 в свою очередь означают номер и серию котлов, а цифры 420 и 500 соответственно их производительность в т/час.

Таблица 2.11

Состав и состояние паровых энергетических котлов Сакмарской ТЭЦ

Котел	Тип (марка) котла	Параметры острого пара	Производительность, т/час	Год ввода	Завод изготовитель	Год реконструкции и модернизации
		давление, кгс/см2	температура, С
КП 01	ТГМ-84А-420	140	560	420	1969	ТКЗ	2003
КП 02	ТГМ-84А-420	140	560	420	1970	ТКЗ	1999
КП 03	ТГМ-84Б-420	140	560	420	1971	ТКЗ	2002
КП 04	ТГМЕ-464-500	140	560	500	1985	ТКЗ	2000
КП 05	ТГМЕ-464-500	140	560	500	1986	ТКЗ	2001

Используя данные из таблицы 2.11 построим гистограмму срока эксплуатации паровых энергетических котлов для того чтобы проанализировать их состояние.

Рисунок 2.10 Срок эксплуатации паровых энергетических котлов на Сакмарской ТЭЦ, лет

На рисунке 2.10 видно, что срок эксплуатации всех паровых котлов установленных на Сакмарской ТЭЦ превышает:

· производительностью 420 т/час - 40 лет;

· производительностью 500 т/час - 25 лет.

Это в свою очередь свидетельствует о том, что паровые котлы устарели как морально, так и физически. Для того чтобы увидеть ситуацию полностью проанализируем рисунок 2.11.

Рисунок 2.11 Период прошедший после реконструкции паровых котлов, установленных на Сакмарской ТЭЦ, лет

На рисунке 2.11 видно, что период, прошедший после реконструкции (модернизации) паровых котлов установленных на Сакмарской ТЭЦ превышает 10 лет. Учитывая, что средний срок эксплуатации паровых энергетических котлов составляет примерно 30 лет, то следует сказать, что котлы производительностью 420 т/час выработали свой парковый ресурс примерно уже 10 лет назад, а производительностью500 т/ час очень близко приближены к его выработке. Т.к. замену устаревшего оборудования проводить очень дорого и экономически нецелесообразно, была проведена реконструкция (модернизация), но срок прошедший после этого в любом случае велик.

Далее дадим экономическую характеристику паровым энергетическим котлам, установленных на Сакмарской ТЭЦ.

Таблица 2.12

Стоимость паровых энергетических котлов, установленных на Сакмарской ТЭЦ

Марка парового энергетического котла	Стоимость парового энергетического котла, тыс. руб.
ТГМ-84А-420	30 000
ТГМ-84А-420	30 500
ТГМ-84Б-420	31 000
ТГМЕ-464-500	35 000
ТГМЕ-464-500	36 000
ИТОГО	162 500

Для того чтобы дать экономическую характеристику паровых энергетических котлов, установленных на Сакмарской ТЭЦ по данным таблицы 2.12 построим гистограмму (см. Рис.2.12).

Рисунок 2.12 Стоимость паровых энергетических котлов, установленных на Сакмарской ТЭЦ, тыс. руб

На рисунке 2.12 видно, что стоимость каждого из паровых котлов превышает 30 млн. рублей. Стоимость такого котла в первую очередь зависит от года ввода в эксплуатацию и от его производительности. На рисунке 2.12 видно, что самым дорогим является котел марки ТГМЕ-464-500, который был введен в эксплуатацию в 1986 году, а самым дешевым является котел марки ТГМ-84А-420, который в эксплуатации с 1969 года. Здесь также уместно отметить, что общая стоимость всех паровых энергетических котлов установленных на Сакмарской ТЭЦ составляет 162,5 млн. рублей.

Далее перейдем к рассмотрению водогрейных котлов. На Сакмарской ТЭЦ установлено пять водогрейные котлы марок: ПТВМ-100, КВГМ-180 и КВГМ-209-150-2. В маркировке котлов «ПТВМ», «КВГМ» буквы обозначают следующее: «пиковый, теплофикационный, водогрейный, газомазутный», «котел водогрейный газомазутный», а цифра после дефиса обозначает теплопроизводительность котла в Гкал/час (100, 180 и 209 соответственно). Это означает, что данные котлы предназначены для покрытия пиков теплофикационных нагрузок ТЭЦ.

Таблица 2.13

Состав и состояние водогрейных котлов, установленных на Сакмарской ТЭЦ

Котел	Тип (марка) котла	Параметры теплоносителя	Производительность, т/час	Год ввода	Завод изготовитель
		давление, кгс/см2	температура, С
КВ 01	ПТВМ-100	14	150	100	1977	БЕЛКЗ
КВ 02	ПТВМ-100	14	150	100	1979	БЕЛКЗ
КВ 03	КВГМ-180	25	150	180	1981	БКЗ
КВ 04	КВГМ-180	25	150	180	1982	БКЗ
КВ 05	КВГМ-209-150-2	25	150	180	1992	БКЗ

Используя данные из таблицы 2.13 построим гистограмму срока эксплуатации водогрейных котлов для того чтобы проанализировать их состояние (см. Рис. 2.13).

Рисунок 2.13 Срок службы водогрейных котлов на Сакмарской ТЭЦ, лет

На рисунке 2.13 видно, что срок эксплуатации водогрейных котлов на Сакмарской ТЭЦ превышает 20 лет. Но этот небольшой срок эксплуатации справедлив только для котла марки КВГМ-209-150-2 в отличие от котла ПТВМ-100, введенным в эксплуатацию в 1977 году, срок эксплуатации которого составляет уже 36 лет. Стоит отметить то, что в отличие от паровых энергетических котлов модернизация (реконструкция) водогрейных котлов не производилась. Если также как и в случае с паровыми энергетическими котлами принять факт того что срок эксплуатации составляет примерно 30 лет, то все котлы, кроме КВГМ-209-150-2 выработали свой парковый ресурс. Замену устаревшего оборудования, так же как и в случае с паровыми котлами не производят из-за дороговизны оборудования.

После проведенной технической характеристики стоит дать экономическую характеристику.

Для того чтобы дать экономическую характеристику по данным таблицы 2.14 построим гистограмму (см. Рис. 2.14).



Таблица 2.14

Стоимость водогрейных котлов на Сакмарской ТЭЦ

Марка водогрейного котла	Стоимость водогрейного котла, тыс. руб.
ПТВМ-100	4 100
ПТВМ-100	4 200
КВГМ-180	7400
КВГМ-180	7500
КВГМ-209-150-2	9000
ИТОГО	32 200

Рисунок 2.14 Стоимость водогрейных котлов на Сакмарской ТЭЦ, тыс. руб

На рисунке 2.14 видно, что стоимость водогрейных котлов, установленных на Сакмарской ТЭЦ, колеблется от 4 млн. до 9 млн. Стоимость зависит также как и в случае с паровыми энергетическими котлами в первую очередь от его производительности и срока ввода в эксплуатацию. На рисунке 2.14 видно, что самым дешевым является котел марки ПТВМ-100, которой находится в эксплуатации с 1977 года, а самым дорогим является наиболее современный котел из всех представленных маркой КВГМ-209-150-2, эксплуатируемый с 1992 года.

Проанализировав водогрейные котлы, установленные на Сакмарской ТЭЦ можно сделать вывод о том, что КВГМ является наиболее современным из серийных водогрейных котлов. КВГМ является дальнейшим развитием котла ПТВМ, по крайней мере, он является более новым, так на Сакмарской ТЭЦ котлы марки ПТВМ устанавливались с 1977 года, а КВГМ с 1992 года. Что касается более модернизированного оборудования, то следует отметить, что в последнее время появилась еще более усовершенствованная серия котлов подобного типа - котлы марки Eurotherm (Вольф).

Заканчивая написание данного параграфа, следует сделать следующие выводы: в состав основного оборудования Сакмарской ТЭЦ входят:

· шесть паровых турбин;

· шесть турбогенераторов;

· пять паровых энергетических котлов;

· пять водогрейных котлов.

Таким образом, суммарное количество основного оборудования, установленного на Сакмарской ТЭЦ - 22 единицы. Из этих 22 единиц, согласно проведенному анализу, 19 единиц имеют срок эксплуатации более 25 лет (в процентном соотношении это более 86% всего основного оборудования). Согласно проведенному анализу общая стоимость всего основного оборудования Сакмарской ТЭЦ составляет 383 млн. рублей.

2.3 Разработка рекомендаций по использованию современного оборудования на Сакмарской ТЭЦ

Прежде чем перейти к разработке рекомендаций сначала стоит вспомнить главные проблемы энергетики. Первая и самая главная проблема, которая стоит не только перед Сакмарской ТЭЦ, но и перед всей энергетикой России в целом - это износ оборудования. Так, например анализ, проведенный в параграфе 2.2, показал, что 86% основного оборудования имеют срок эксплуатации уже более 25 лет, т.е. оборудование выработало свой парковый ресурс и требует реконструкции. Вторая проблема - это высокая стоимость оборудования. Далеко не все энергокомпании могут обновлять оборудование, вместо этого они предпочитают продлевать срок службы старого оборудования, именно в этом они видят основное решение проблем.

Теперь перейдем непосредственно к разработке рекомендаций, учитывая вышеперечисленные проблемы. Так как полностью реконструировать Сакмарскую ТЭЦ не предоставляется возможным, а строительство и размещение нового оборудования должно осуществляться на существующих площадях в условиях минимизации капитальных затрат, предлагаем установить на Сакмарской ТЭЦ газотурбинную установку. Этим мы сможем добиться увеличения КПД всей Сакмарской ТЭЦ. Нам известно, что на сегодняшний день КПД Сакмарской ТЭЦ составляет 33%, а внедрение газотурбинной установки обеспечит повышение КПД Сакмарской ТЭЦ до 50%, а в перспективе и более 60%. Вторым немаловажным моментом является то, что данное внедрение позволит экономить на расходе топлива. Из параграфа 2.1 мы видим, что удельный расход условного топлива в 2012 году на Сакмарской ТЭЦ на производство 1 кВтч составил 273 грамма, а с новой технологией этот расход сократиться до 162 грамм. Невооруженным взглядом видно, какой значительной экономии топлива можно добиться. Следует добавить, что данная экономия отразиться и на прибыли Сакмарской ТЭЦ. Для того чтобы увидеть разницу сравним нынешние показатели себестоимости, выручки и валовой прибыли с показателями после внедрения газотурбинной установки. Данные для расчета берем за 2012 год, не меняя объем выработки электроэнергии. Для того чтобы определить себестоимость 1 кВтч воспользуемся формулой 2.1.

где себестоимость электроэнергии,

удельный расход уловного топлива на выработку 1 квт*ч электроэнергии,

закупочная цена природного газа за 1 м³, руб.

доля в тарифе или топливная составляющая себестоимости единицы электроэнергии . Для Сакмарской ТЭЦ значение .

где годовая себестоимость электроэнергии,

объем реализации электроэнергии.

Таким образом, себестоимость производства 1 кВтч на Сакмарской ТЭ...