Комплексная программа повышения надежности СП «Благовещенская ТЭЦ» АО «ДГК» на 2024-2030 гг

1.

Год ввода в эксплуатацию - 1976
Установленная электрическая
мощность …………………… - 404 МВт
Установленная тепловая
мощность…………… - 1005 Гкал/час

2.

Комплексная программа повышения надёжности СП «Благовещенская
ТЭЦ»
Сформированная комплексная программа повышения надежности станции на период 2024-2030гг. включает в себя 243
мероприятия на общую сумму 8602,564 млн. рублей без НДС. Распределение затрат по годам выглядит следующим образом (млн.
рублей без НДС):
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
5,900
861,015
975,426
1002,616
1691,817
2045,294
2020,496
Все разработанные мероприятия направлены на повышение надежности основного и вспомогательного оборудования
станции. Распределение затрат между оборудованием выглядит следующим образом (млн. рублей без НДС):
Оборудование КЦ
Оборудование ТЦ
Оборудование ЦТП
Оборудование ЭЦ
4936,430
2497,670
459,050
709,420
57 %
29 %
5%
8%
Выполнение запланированных мероприятий обеспечит доведение оборудования станции до нормативного технического
состояния, снятие существующих ограничений по паропроизводительности котлоагрегатов, надежную эксплуатацию и
соответственно снижение аварийности.
Количество аварий на котельном оборудовании за период 2020-2023гг.
20
18
18
16
14
12
10
7
8
6
3
4
2
1
0
2020 г.
2
2021 г.
2022 г.
2023 г.

3.

Финансовые потери СП «Благовещенская
ТЭЦ»
В отопительный период (ОЗП) 2023-2024 г. финансовые потери, вызванные поддержанием работы теплосети, составили
19,756 млн. рублей.
Снижение оплаты электрической мощности произошло по причине ограничения паропроизводительности котлоагрегатов, в
условиях поддержания режима в соответствии с графиком качественного отпуска тепла потребителям.
Октябрь 2023
Ноябрь 2023
Декабрь 2023
Январь 2024
Февраль 2024
Март 2024
Сумма
Снижение оплаты
мощности, тыс. руб
2 104,651
9 111,416
5 463,776
2 293,778
783,274
0
19 756,895
Кол-во событий
1
3
4
4
1
0
13
Так же, в этот период производилось включение пиковых водогрейных котлов. Суммарный расход мазута составил 1 887
тонн. Суммарные затраты 74,263 млн. рублей.
октябрь 2023
ноябрь 2023
декабрь 2023
январь 2024
февраль 2024
март 2024
ИТОГО за
ОЗП 2023/2024
Расход мазута
(работа КВГМ), тнт
-
11,891
346,574
1136,2
392,45
-
1 887,12
Цена мазута , руб/тнт
-
38 644,02
39 644,06
39 287,71
39 305,40
-
Стоимость мазута,
тыс.руб
-
459,52
13 739,60
44 638,70
15 425,40
-
74 263,22
Финансовые потери, связанные с проведением аварийных ремонтов котлоагрегатов (поверхности нагрева).
3
2021 год
2022 год
2023 год
Снижение оплаты
мощности, тыс. руб
7 070,27
15 732,97
79 267,51
Кол-во событий
3
4
24

4.

Эффект от реализации мероприятий по СП «Благовещенская ТЭЦ»
Реализация ППН позволит ликивидировать ограничения по паропроизводительности котлоагрегатов ст. №1-4 к концу 2030 года.
Прогнозный экономический эффект от реализации ППН за период 2024-2030гг. составит – 1 255 млн. рублей:
п/п
КА ст.№1-4
Мероприятие
Годы
2024
2025
Итого,
2026
2027
2028
2029
2030
тыс. руб
Паропроизводительность
-
-
114 543
259 653
358 151
250 196
115 128
1 097 671
КА ст.№1
Паропроизводительность
-
-
51 842
111 310
161 700
109 815
49 683
484 350
КА ст.№2
Паропроизводительность
-
-
34 115
65 061
109 832
82 474
52 523
344 005
КА ст.№3
Паропроизводительность
-
-
-
42 399
44 098
45 864
12 922
145 283
КА ст.№4
Паропроизводительность
-
-
28 586
40 883
42 521
12 043
-
124 033
КА ст. №.1-4
Надежность и эффективность
-
-
-
1 951
2 984
3 103
1 033
9 071
ТА
Реконструкция градирен
-
-
-
-
-
37 066
76 749
113 815
СН
Техперевооружение ПЭН,
реконструкция сетевой насосоной
группы
-
-
-
1 936
4 019
15 023
13 507
34 485
114 543
263 540
365 154
305 388
206 417
1 255 042
ИТОГО
-
-
Экономический эффект от роста отпуска тепловой энергии (после снятия ограничения паропроизводительности котлов) ожидается в
размере 77,391 млн. рублей.
При затратах для внедрения ППН равных 8 603 млн. руб и среднегодовом суммарном экономическом эффекте - 613,2 млн. руб/год (с
2026 года) срок окупаемости составит ≈ 14 лет.
4

5.

Оборудование Котельного цеха СП “Благовещенская ТЭЦ”
Ст.
номер
Ном.
пароп
роизв
одите
льнос
ть
Марка котла и завод
изготовитель
Дата ввода
ст.№1
420
БКЗ-420-140-7
1982
ст.№2
420
ст.№3
420
ст.№4
420
ст.№5
420
БКЗ-420-140-7
БКЗ-420-140-7
БКЗ-420-140-7
Е-420-13,8-560
Продление
паркового
рессурса
2022
1983
2023
1985
-
1994
-
2016
-
Дата
окончани
я срока
службы
ИТС
2 029
82
2 027
65
2 025
92
2 024
80
2046
99
Котлоагрегат ст. № 1 эксплуатируется с 1982 года,
завод изготовитель БКЗ. Нормативный парковый ресурс
- 40 лет. Наработка на 01.04.2024г. - 212 552 ч.
Котлоагрегат ст. № 2 эксплуатируется с 1983 года,
завод изготовитель БКЗ. Нормативный парковый ресурс
- 40 лет. Наработка на 01.04.2024г. - 203 511 ч.
Котлоагрегат ст. № 3 эксплуатируется с 1985 года,
завод изготовитель БКЗ. Нормативный парковый ресурс
- 40 лет. Наработка на 01.04.2024г. - 188 763
ч. Продление паркового ресурса назначено на 2024г.
Котлоагрегат ст. № 4 эксплуатируется с 1994 года,
завод изготовитель БКЗ. Нормативный парковый ресурс
- 30 лет. Наработка на 01.04.2024г. - 144 770
ч. Продление паркового ресурса назначено на 2024г.
Котлоагрегат ст. № 5 эксплуатируется с 2016 года, завод изготовитель ТКЗ. Нормативный парковый ресурс котлогрегата
составляет 30 лет. Наработка на 01.04.2024г. составляет 53 439 ч.
Согласно обследованию АО “ХЭТК” системы гидрозолоудаления (ГЗУ) в 2023 году, расход осветленной воды должен
составлять порядка 1800 т/ч. В настоящее время средний расход составляет 1400-1500 т/ч, существующие насосы не
обеспечивают требуемых характеристик, требуется их замена.
Гидрозолоудаление на Благовещенской ТЭЦ выполнено по системе оборотного водоснабжения, для использования воды на
смыв золошлаковых отходов, охлаждения механизмов КЦ, водоснабжения газоочистных установок. Для обеспечения работы
системы ГЗУ используются насосы НОСВ-1,2,3,4 (Марка Д800-57) насосной станции осветленной воды. Для удаления шлака из
каналов ГЗУ используются насосы НСМВ-1,2 (ЦН-400-105), водоснабжение газоочистных установок осуществляется насосами
орошающей воды НОР-1,2,3 (1Д-315/71). Данные насосы эксплуатируются более 30-ти лет. После ввода в эксплуатацию
котлоагрегата ст. №5 наблюдается нехватка воды для смыва шлака с каналов ГЗУ и для работы газоочистных установок, что
приводит к заиливанию каналов, и необеспечению требуемых нормативов по выбросам твердых частиц в атмосферу.
Объемы замены котельного оборудования представлены в приложении на
слайдах №11-23.
5

6.

Оборудование Турбинного цеха СП “Благовещенская ТЭЦ”
Ст.
номер
Уст.
мощн
ость,
МВт
Дата ввода
Продление
паркового
ресурса
Дата
окончани
я срока
службы
Тип турбины и
завод изготовитель
ИТС
ст.№1
60
ПТ -60/75-130/13,
ЛМЗ
01.09.1982
-
2 029
84
ст.№2
110
Т -110/120-130,
УТЗ
01.12.1983
2022
2 027
77
ст.№3
110
Т -110/120-130,
УТЗ
01.12.1985
-
2 027
77
ст.№4
124
Т -120-140-12,8-2,
ЛМЗ
01.01.2016
-
2 046
97
Турбина ПТ - 60-130/13 ст. № 1 эксплуатируется с
1982 года, завод изготовитель ЛМЗ. Нормативный
парковый ресурс паровой турбины составляет 220 тыс.
часов. Наработка на 01.04.2024г. составляет 195 876 ч.
Турбина Т-110/120-130-4 ст. № 2 эксплуатируется с
1983 года, завод изготовитель УТЗ. Нормативный
парковый ресурс 220 тыс. часов. Наработка на
01.04.2024г.- 234 300 ч. Ресурс продлен до 2027г.
Турбина Т-110/120-130-4 ст. № 3 эксплуатируется с
1985 года, завод изготовитель УТЗ. Нормативный
парковый
ресурс
составляет
220
тыс.
часов. Наработка на 01.04.2024г. составляет 203 635 ч.
Турбина Т-120-140-12,8-2 ст. № 4 эксплуатируется с
2016 года, завод изготовитель ЛМЗ. Нормативный
парковый ресурс - 220 тыс. часов. Наработка на
01.04.2024г. составляет 55 414 ч.
Увеличение КИУМ ээ за 2023 год на 8,1 % произошло по причине роста
производства электрической энергии на 13,5 % относительно прошлого года.
Увеличение удельного расхода условного топлива (ЭЭ) на 22,3 г/кВтч:
1. Изменение режима и состава работающего оборудования по внешним факторам (СО,
диспетчер ТС, погода).
2. Снижение выработки электроэнергии по теплофикационному циклу на 14,6% (факт –
45,5%, 2022г. – 54,9%), увеличение выработки электрической энергии на 13,6% (при
росте отпуска тепла на 2,2%).
3. Изменение топливной корзины - увеличение доли сжигания непроектного угля, рост
калорийности (2022 г. = 3122 ккал/кг, факт = 3292 ккал/кг), что повлекло за собой
увеличение расхода Э/Э на тягу и дутьё (2022г. – 6,3 кВтч/т.пара, факт – 6,5
кВтч/т.пара), а так же увеличение расхода Э/Э на пылеприготовление (2022-6,5
кВтч/тнт, факт-6,8 кВтч/тнт).
4. Увеличение затрат топлива на пуски котлоагрегатов (после аварийных остановов).
6
КИУМ
%
ТА-1
ТА-2
ТА-3
ТА-4
Всего по
станции
2022
48,21
65,38
57,61
60,98
59,35
2023
29,07
76,61
65,26
80,13
67,41
УРУТ
УРУТ ээ, г/кВтч
УРУТ тэ, кг/Гкал
2022
335,3
356,8
2023
146,6
146,5

7.

Оборудование Турбинного цеха СП “Благовещенская ТЭЦ”
Питательные насосы ПЭН- 580-180 ст. №1-3 - насосы находятся в эксплуатации более 40 лет. Состояние питательных
насосов неудовлетворительное, имеются водяные промывы на наружных корпусах и со стороны всасывающего патрубка,
кольцевые трещины по всей окружности корпусов. На внутренних корпусах имеются водяные промывы секций в местах
уплотнительной поверхности между секциями. Насосы не обеспечивают номинальную производительность.
Циркуляционная система состоит из насосов ЦН-1-4 типа Д12500-24 и ЦН-5 типа Д-6300-24, градирен 1-4. На станции
существует ограничения установленной мощности в летний период и носят сезонный характер. Основные факторы:
недостаточная охлаждающая способность градирен (из-за неудовлетворительного состояния); пониженный расход
циркуляционной воды через конденсаторы из-за повышенного гидравлического сопротивления системы конденсаторциркводовод-градирни; повышенный расхода пара в конденсатор из-за отсутствия достаточной тепловой нагрузки ГВС;
ограничение по температуре циркводы на входе в ГМО.
Водовод добавочной воды №1 (Зейский водовод №1) - Трубопровод добавочной воды № 1 от береговой насосной станции р.
Зея до БТЭЦ введен в эксплуатацию в 1976 году (более 45 лет). С каждым годом увеличиваются остановы трубопровода по причине
неплотности. На протяжении эскплуатации неоднократно возникали случаи порыва данного водовада, о чем свидетельствуют
“Акты анализа причин повреждения”. В виду того , что данный трубопровод проложен в черте города, земляные работы при
порывах проводить очень сложно (многочисленные застройки в близи охранной зоны, асфальтированные дороги, газоны и т.д.), что
усложняет и удорожает проведение ремонтов. Метод санации данных трубопроводов позволит уплотнить все тонкие места
магистрали и избежать затрат на ремонта данного трубопровода с затратами на восстановление городской инфраструктуры.
Объемы замены оборудования Турбинного цеха представлены на слайдах № 24-26
7

8.

Оборудование топливоподачи СП «Благовещенская
ТЭЦ»
Оборудование цеха топливоподачи СП «Благовещенская ТЭЦ» вводилось в эксплуатацию в 1982 году и находится в
эксплуатации более 40 лет. При этом, средний срок службы оборудования составляет:
– Ленточных конвейеров - 8 лет;
– Дробильно-фрезерных машин (ДФМ) - 10 лет;
– Электротележек-толкателей (ЭТ) - 20 лет.
В рамках программы повышения надёжности оборудования цеха топливоподачи СП “Благовещенская ТЭЦ”, планируется:
– в 2025 году произвести замену формирователей, течек, металлоконструкций рамы под формирователями ленточных
конвейеров ЛК-1Б, 2Б, 3Б, 4Б, 5/2, каретки натяжной станции ЛК-4Б. Данное оборудование имеет коррозионный износ от
60 % до 80 %, при норме 20%;
– в 2028 - 2030 годах произвести замену Дробильно-фрезерных машин (ДФМ) вагоноопрокидывателя № 1 в связи с
существенным превышением нормативного срока эксплуатации и увеличения аварийности оборудования, отсутствия
оперативной возможности проведения ремонта ввиду снятия данных моделей ДФМ с производства. Узлы ДФМ необходимо
приобретать по индивидуальному заказу, что существенно увеличивает сроки изготовления и стоимость;
– в 2028 - 2030 годах произвести замену ленточного конвейера ЛК-2Б в связи с имеющимися сквозными коррозионными
повреждениями рамы, стоек, формирователей и течек конвейера. Состояние ленточного конвейера не обеспечивает надёжности
его работы, затруднена регулировка хода ленты, что приводит к преждевременному её износу;
– в 2029, 2030 годах произвести замену Электротележек-толкателей для подачи вагонов вагоноопрокидывателей ст. № 1, 2
ввиду имеющихся дефектов по приводным редукторам, автосцепкам, пружинам подвесок, деформирования рамы тележек,
многочисленным трещинам рам, устранение которых результатов не даёт, так как произошло смещение осей тележек.
Электротележки-толкатели сняты с производства, узлы необходимо приобретать по индивидуальному заказу, что существенно
увеличивает сроки изготовления и стоимость.
Объемы замены оборудования топливоподачи представлены на слайде № 27
8

9.

Оборудование Электрического цеха СП «Благовещенская ТЭЦ»
В рамках программы повышения надёжности 2024-2030 в части оборудования электрического цеха, планируется произвести:
1. Замену электродвигателей 0,4 кВ (34 шт.) и 6 кВ (41 шт.) котельного цеха, по причине превышения нормативного срока
эксплуатации (более 30 лет), неоднократного восстановления целостности обмоток, посадочных мест под подшипники на валу
роторов и в подшипниковых щитах.
2. Замену кабельных линий 6-10 кВ (протяжённостью 12,48 км.) ТЦ, КЦ, БН, НОВ, ХВО по причине существенного превышения
нормативного срока эксплуатации (более 30 лет) и ежегодного увеличения аварийности.
3. Замену маслянных выключателей 6 кВ электродвигателей тягодутьевых механизмов и систем пылеприготовления котельного
цеха (64 шт.), по причине превышения нормативного срока эксплуатации (более 30 лет), увеличения количества отказов и
физического износа коммутационной аппаратуры, а так же в соответствии с политикой ПАО “РусГидро” “Об уходе от
маслонаполненного оборудования”.
4. Замену физически и морально устаревших масляных выключателей ОРУ-110 кВ МКП-110 (8 шт.) и ВМТ-110 (2 шт.) на
элегазовые, по причине существенного превышения нормативного срока эксплуатации (более 30 лет), в соответствии с политикой
ПАО “РусГидро” “Об уходе от маслонаполненного оборудования”, повышения надёжности электроснабжения потребителей и
снижение риска возникновения аварийных ситуаций, вследствие выхода из строя оборудования.
Диаграмма аварийности электрооборудования
19
11
11
10
8
6
6
6
4
1
2
0
Объемы замены электрооборудования представлены на слайдах № 28-30
9

10.

Приложения

11.

Котлоагрегат БКЗ-420-140-7 ст. № 1

12.

Газовоздуховод котлоагрегата ст. №1

13.

Схема котлоагрегата БКЗ-420-140-7 ст. № 1

14.

Котлоагрегат БКЗ-420-140-7 ст. № 2

15.

Газовоздуховод котлоагрегата ст. №2

16.

Схема котлоагрегата БКЗ-420-140-7 ст. № 2

17.

Котлоагрегат БКЗ-420-140-7 ст. № 3

18.

Газовоздуховод котлоагрегата ст. №3

19.

Схема котлоагрегата БКЗ-420-140-7 ст. № 3

20.

Котлоагрегат БКЗ-420-140-7 ст. № 4

21.

Газовоздуховод котлоагрегата ст. №4

22.

Схема котлоагрегата БКЗ-420-140-7 ст. № 4

23.

Котлоагрегат Е-420-140-560 ст. № 5

24.

План-схема оборудования Турбинного цеха
№
№
1
2
3
Оборудование
Турбина ПТ60-130/13
ст. №1
Турбина Т110/120-130-4
ст. №2
Турбина Т110/120-130-4
ст. №3
Мероприятие
Год реализации
Затраты (млн.
руб.) без НДС
1
Замена 4х гибов п/п труб ЧСД ф273х10, №№ 12-13, 13а-14, 20-21,
21а-22 (Сталь 20) - 0,6 т.
2026
2,00
Замена РВД на новый ТА-1 по результатам диагностики (прогиб
ротора 014 мм.)
2029
183,00
Модернизация системы регулирования частоты и мощности
турбоагрегата ст.№1 для обеспечения гарантированного участия в
общем первичном регулировании частоты
2028 (ПИР)
6,3
2029 (Модернизация)
59,85
Замена трубного пучка ПНД-4
2025
2,786
Замена ЦВД ТА-2 по результатам диагностики (трещина в корпусе
L-400 мм в недоступном для ремонта месте)
2030
388,00
Модернизация системы регулирования частоты и мощности
турбоагрегата ст.№2 для обеспечения гарантированного участия в
общем первичном регулировании частоты
2027(ПИР)
2
5,8
2030 (Модернизация)
58,58
Замена гиба ОП БРОУ Блок №2 №31-32; ф219х25; 12Х1МФ 0,4 т.
2027
1,23
Замена 6-ти участков п/п БРОУ ТА-3 (гибы: 55-56; 61-62; 53-54;
пр.уч: 54-55; 52-53; 56-57) ф219х25, 12Х1МФ 1,8 т.
2027
4,324
Замена трубного пучка конденсатора
2028
111,5
3
Оборудование
Мероприятие
Год
реализации
Затраты (млн.
руб.) без НДС
2028
(приобретен
ие)
71,30
Питательный
насос № 1
Техперевооружение
Блока питательной
воды №1 с заменой
питательного насоса
ПЭН№1 на ПЭ-580185-5 комплектно с
электродвигателем
2029
(техперевоор
ужение)
3,92
2026
(приобретен
ие)
71,68
2026
(техперевоор
ужение)
3,92
2027
(приобретен
ие)
76,56
2027
(техперевоор
ужение)
4,64
Питательный
насос № 2
Питательный
насос № 3
Техперевооружение
Блока питательной
воды №2 с заменой
питательного насоса
ПЭН -2, СП
Благовещенская ТЭЦ.
Техперевооружение
Блока питательной
воды №3 с заменой
питательного насоса
ПЭН -3, СП
Благовещенская ТЭЦ.

25.

План-схема циркуляционной системы ТЦ
№
Оборудование
Мероприятие
Год реализации
Затраты (млн.
руб.) без НДС
1
Циркуляционное
водоснабжение
Обследование, испытание циркуляционной системы ООО
«ИРВИК»
2024
-
2
Циркуляционный
насос
Приобретение и монтаж насоса ЦН-6
2026
15,00
2027 (1078 м)
129,00
2028 (883 м)
98,37
2029 (1368 м)
158,06
2030 (2330 м)
292,65
2028
50,00
2028 (ПИР)
3,00
2029 (Реконструкция)
272,90
3
Водовод
добавочной воды
№ 1 БТЭЦ
(Зейский водовод
№ 1)
Модернизация водовода (санация) добавочной воды № 1
протяженностью 5659 м, диаметром 720 мм.
4
Градирня № 2
Замена поврежденных элементов БГ-1600 № 2: Замена
оросителей, Восстановление плотности чаши, замена
водораспределительной системы, замена
воздухонаправляющей системы.
5
Градирня № 3
Реконструкция градирни № 3

26.

План-схема сетевой насосной группы ТЦ
№
1
Оборудование
Мероприятие
Год реализации
Затраты (млн.
руб.) без НДС
2028 (ПИР)
13,30
Сетевая
насосная группа
СН 1-8
ПИР и Реконструкция сетевой
насосной группы и
внутристанционных трубопроводов
сетевой воды
СП "Благовещенская ТЭЦ"
2029
(реконструкция)
225,00
2030
(реконструкция)
185,00

27.

Схема оборудования тракта топливоподачи СП «Благовещенская ТЭЦ»
№
ЦВЕТ
МЕРОПРИЯТИЕ
МАССА, т
2025 г.
1
Замена формирователя, течек,
металлоконструкций рамы
конвейеров под формирователем
ЛК-1Б, 2Б, 3Б, 4Б, 5/2, узлов
пересыпки УП-1 и УП-2, каретки
натяжной станции ЛК-4Б.
29,03
2028 - 2030 г.г.
2
Техническое перевооружение 3-х
ДФМ вагоноопрокидывателя № 1
84
3
Техническое перевооружение ЛК-2Б
47
2029 г.
4
Техническое перевооружение ЭТ-2
70
2030 г.
5
Техническое перевооружение ЭТ-1
70

28.

Замена ЭД, ВВ, КЛ в котельном цеху отм. 0 м., 12
м.

29.

Замена РГ, КЛ в турбинном цеху отм. 0 м., 4 м., 12 м.

30.

Реконструкция ОРУ-110 кВ с заменой масляных выключателей на
элегазовые

31.

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!