Історія підприємства

Про підприємство Історія підприємства

ТОВ “Сумитеплоенерго”

Будівництво ТЕЦ почалося в 1953 році, як нова ТЕЦ заводу ім. Фрунзе, і здійснювалось у три черги:

1 ЧЕРГА

введена в експлуатацію в 1957р. в складі: трьох котлів ст.№1, 2, 3 типу ЦКТИ-75-39-Ф2М на параметри пари 40 кгс/см², 440°С виробництва машинобудівного заводу м. Левіца (Чехія) паропродуктивністю по 75 т/год. (розраховані на спалювання твердого палива – вугілля марки АШ); двох парових турбін ст. № 1, 2 типу АТ-12 «Ігор» виробництва Брненського машинобудівного заводу (Чехія) номінальною потужністю по 12 МВт; двох турбогенераторів до турбін ст.№1, 2 типу ЧН5674/2 (виробництва Чехія) потужністю по 12 МВт. У квітні 1957 р. нова ТЕЦ заводу ім. Фрунзе ввійшла до складу РЕУ «Харківенерго» під назвою Сумська ДЕС (з лютого 1966 р. Сумська ТЕЦ).

2 ЧЕРГА

(будувалась в 1970-1976 роках за проектом Київського відділення інституту «Променергопроект»): збільшено теплову потужність введенням в експлуатацію водогрійних газомазутний котлів ст. №1 (1972р.) та ст. №2 (1976р.) типу ПТВМ-100 тепловою продуктивністю 100 Гкал/год. кожен; розширено ХВО; збудовано димову трубу Н=100м.

3 ЧЕРГА

(1980-1984р.): збільшено теплову потужність введенням в експлуатацію водогрійного газомазутного котла ст. №3 (1984р.) типу ПТВМ-100 тепловою продуктивністю 100 Гкал/год.; введено новий освітлювач та друге фільтрувальне відділення на ХВО, а також реагентне господарство; збільшено ємність мазутогосподарства до 20 тис. тон. Після посилення обмоток статорів потужність обох турбогенераторів доведена до 14 МВт.

В вересні 2005 р. Сумська ТЕЦ передана в оренду підприємству ТОВ «Сумитеплоенерго». З цього часу по сьогоднішній день на ТЕЦ завдяки інвестиціям ТОВ «ТехНова» виконані:

  • капітальні ремонти основного обладнання
  • заміна проточної частини парової турбіни №1
  • заміна головної акумуляторної батареї ТЕЦ
  • монтаж нової системи постійного струму з заміною щита управління
  • роботи з реконструкції системи водоспускних труб з їх повною заміною на парових котлах ст. №1, 2; 3
  • заміна всіх живильних насосів
  • введені в експлуатацію автоматичні системи обліку тепла та електроенергії
  • виконано заміну чотирьох масляних вимикачів МКП-110 кВ на елегазові
  • виконано заміну десяти масляних вимикачів РПВП 6 Кв на вакуумні

В 2009 році введена в експлуатацію парова турбіна з протитиском ст. №3 типу Р-12/35-3М виробництва КТЗ (Росія) номінальною потужністю 12 МВт з турбогенератором типу Т-12-2УЗ виробництва заводу «Электросила» (Росія) потужністю 12 МВт. Таким чином, встановлена потужність ТЕЦ за проектом складала 40 МВт.

Живильна вода в парові котли подається чотирма живильними електронасосами ЖЕН-1, ЖЕН-2, ЖЕН-4 типу ПЭ-100-56, ЖЕН-3 типу ПЭ -150-53 та живильним турбонасосом (ЖТН) типу ПТ-35-200у виробництва Харарівського машинобудівного заводу (Росія). Електричне обладнання ТЕЦ має два турбогенератори ТГ-1, ТГ-2, що працюють кожний на свою секцію, з‘єднані секційним вимикачем, ГРУ-6кВ має робочу і резервну систему шин. Всі лінії, що відходять від шин, реактовані. Турбогенератор ТГ-3 працює на третю секцію ГРУ-6кВ. Турбогенератори ТЕЦ працюють паралельно з енергосистемою через трансформатори 1Т, 2Т потужністю по 25МВА напругою 6/110 кВ кожний і 3Т потужністю 20МВА напругою 6/110 кВ.

Живлення бази ВНДІАЕН здійснюється від третьої секції ГРУ-6кВ. Трансформатори 1Т, 2Т, 3Т, а також комірки вимикачів відходячих ліній 110 кВ знаходяться на ВРУ – 110 кВ, розміщеному на території ТЕЦ. ВРУ-110кВ має І і ІІ робочі системи шин і обхідну систему шин з обхідним вимикачем.

Склад теплофікаційного обладнання:

  • основний бойлер (БО-1) типу БО-200 поверхнею нагріву 200 м2 і пропускною здатністю 1000 м3/год
  • три пікові бойлери (БП-1, БП-2, БП-3 типу БП-200 поверхнею нагріву по 200м2 і пропускною здатністю 1100м3/год
  • підігрівники деаераторів підживлення тепломережі (ППД-1, 2)
  • мережні насоси (10 шт.), з них ст.№4, 8, 9, 10 типу СЭ-1250-140
  • зливні насоси конденсату бойлерів типу: 5КС-5х2(65/54); 4К-8(90/55); КО-160-50(140/49); КС 50-55(50/55)
  • насоси підживлення тепломережі типу К-100-65-200 (3шт) продуктивністю по 100 м3/год, напором 65 м і один насос типу 4К-8а

 

В тепловій схемі ТЕЦ у якості аварійного резерву пари відборів 6 кгс/см2 турбін ст. №1, ст. №2 є дві РОУ40/6, а пари відборів 1,2 кгс/см2 – РОУ 40/1.2

Технічні характеристики РОУ 40/6 №1, №2 наступні:

  • продуктивність – 60 т/год
  • тиск гострої пари – 40 кгс/см2
  • температура гострої пари – 440ºС
  • тиск редукованої пари - 6 кгс/см2
  • температура редукованої пари 190ºС

Система водопідготовки ХВО призначена для підготовки води для підживлення парових котлів, теплової мережі та покриття внутрішньо станційних втрат пари та конденсату. Сира вода з джерела холодного водопостачання після берегової насосної станції другого підйому насосами ТН-1, 2, 3, 4; ПН-1, 2, НСВ-3 після магнітної обробки води подається на підігрівники сирої води (5 шт.), гріючою парою яких є пар ІІІ відбору турбін ст. №1. 2. Підігріта до 35-40ºС вода надходить до бака – освітлювача, в який поступає розчин коагулянта та вапнякове молоко. Твердий осад, що утворюється внаслідок коагуляції видаляється за допомогою шламових насосів (2 шт.). Очищена вода з бака-освітлювача надходить до баку вапновано-коагульованої води, а звідти насосами направляється на механічні фільтри (МФ). Після МФ вода проходить двоступеневе Na – катіонування та направляється до баку хімочищеної води місткістю 1000 м3. Після першої ступені суміші Na – катіонових фільтрів передбачений відбір води на баки підживлення V=200м3 та аварійного підживлення тепломережі V=1000м3. В подальшому хімочищена вода подається на основні деаератори типу ДС-150 №1, 2 продуктивністю по 150 м3/год та через підігрівники на деаератор №1 типу ДА-50 продуктивністю 50т/год. і деаератор №2 типу ДС-150 продуктивністю 150 м3/год підживлення тепломережі.

Подача хімочищеної води в основні деаератори здійснюється насосами типу 3К-6 (2 шт) продуктивністю по 70 м3/год, а на деаератори підживлення тепломережі двома насосами типу Д200-36 (5НДв) продуктивністю по 200 м3/год.Загальна продуктивність ХВО складає 250 м3/год. Джерелом системи технічного водопостачання ТЕЦ є річка Псел. Під час роботи турбін ст. №1, 2 на конденсаційному режимі конденсація відпрацьованої пари здійснюється в конденсаторах технічною водою з пруду-накопичувача. Злив води з конденсаторів і системи охолодження турбоагрегатів здійснюється зворотньо в пруд – накопичувач.

Дата введення в експлуатацію котлів та турбін, параметри пари, номінальна паропродуктивність (теплова потужність), напрацювання з моменту введення в експлуатацію по 01.09.2011 р. наведені в таблиці 4.2. Напрацювання котлів ст. №1, 2, 3 та турбін ст. № 1, 2 значно перевищило парковий ресурс. Найбільше напрацювання має котел ст. №1 – 283403 год і турбіна ст. №2 – 377252 годин. Турбіна ст.№3 має ще мале напрацювання – 7286 год. Облік кількості пусків не ведеться. Найбільше напрацювання серед водогрійних котлів має ВК-3 – 96381 год.

Таблиця 4.2 – Основне обладнання ТЕЦ і показники тривалості його роботи

 

Станційний №, тип агрегата

Дата введення в експлуа-тацію

Параметри свіжої пари (води)

Номінальна паропродук-тивність (по теплу) т/год (Гкал/год)

Напрацювання з моменту введення в експлуатацію по 01.09.2011р, годин

Основне/резервне паливо

Примітки

тиск, кгс/см2

темпера-тура, ºС

Парові котли

ПК-1, ст.№1 ЦКТИ 87-39-Ф2М VI. 1957 40 440 87,7 283403

Природний газ/ мазут

За проектом ПК-1, 2, 3 були розраховані на спалювання вугілля марки АШ.

ПК-2, ст. №2 ЦКТИ 87-39-Ф2М VI. 1957 40 440 87,7 252817

Вугілля марки АШ, природний  газ/ мазут

ПК-3, ст. №3 ЦКТИ 87-39-Ф2М VIII. 1957 40 440 87,7

252042

Водогрійні котли

ВК-1, ст. №1 ПТВМ – 100 XI.1972 (150) (100) 80221

Природний газ/мазут

За проектом ВК-1, 2, 3 розраховані на спалювання мазуту.

ВК-2, ст. №2 ПТВМ – 100 XI. 1976 (150) (100) 93760
ВК-3, ст. №3 ПТВМ – 100 XII. 1984 (150) (100) 96381

Турбіни

ст. №1 ТР-14/35 (Перемаркована з АТ-12 «Ігор»)

VI. 1957

35 435 14 (13) МВт 344215 З 1986-1987р. турбіни працюють в опалювальний сезон з погіршеним вакуумом.
ст. №2 ТР-14/35 (Перемаркована з АТ-12 «Ігор») VIІ. 1957 35 435 14 (12) МВт 377252
ст. №3 Р-12/35 5м ІV 2010 35 435 12 МВт 7286

Турбогенератори

ст.№1, ЧН 5674/2 VI. 1957 14 МВт 344215
ст.№2, ЧН 5674/2 VІI. 1957 14 МВт 377252
  ст.№3, Т12-2УЗ ІV. 2010 12 МВт 7286

Основними причинами відмов роботи котельного обладнання є пошкодження поверхонь нагріву (екранних труб, водяного економайзера, повітропідігрівника). Спеціального обліку пошкоджень елементів обладнання на ТЕЦ не ведеться. Працездатний стан основного і допоміжного обладнання ТЕЦ (котлів, турбін, турбогенераторів, насосів тощо) підтримується проведенням діагностики, капітальних, середніх, поточних ремонтів із заміною зношених або дефектних елементів і окремого обладнання в цілому.

Коротка характеристика технічного стану обладнання ТЕЦ

Паливне господарство

У паливному господарстві ТЕЦ внесені певні зміни в порівнянні з початковим проектом. Основним паливом для парових котлів ст.№1, 2, 3 було вугілля марки АШ. В 1973 році котли було переведено на спалювання природнього газу і мазуту. На сьогоднішній час основним паливом для котлів ст. № 2, 3 є вугілля марки АШ і природний газ із перспективою зростання долі спалюваного вугілля на котлах через дорожчання ціни на природний газ. Місткість складу вугілля достатня. Для доставки його на ТЕЦ особливих проблем немає.

Мазутне господарство ТЕЦ досить потужне, складається з семи металевих ємностей для забезпечення мазуту: 1000 м3 (2шт), 2000 м3 (1шт), 3000 м3 (2шт), 5000 (2шт). Приймально – зливна естакада розрахована на одночасне зливання
8 цистерн мазуту.

Система гідрозоловидалення

На ТЕЦ застосована відкрита, сумісна система гідрозоловидалення. Під бункерами паливень парових котлів ст. № 2, 3 встановлено шлакові ванни, заповнені водою. Шлак, що випадає з паливень до шлакових ванн внаслідок миттєвого вскипання води подрібнюється та через шандори по шлаковим каналам надходить до приямку, звідки за допомогою гідроапаратів Москалькова відкачується до золовідвалу. Робота системи гідрозоловидалення забезпечується наступними механізмами:

  • змивними насосами типу 2КО-125-140 (2 шт);
  • ежекторними насосами типу АЯПЗ – 150 (2 шт);
  • багерними насосами типу 6ПС-9 (2шт);
  • циркуляційними насосами типу Д-400 (3шт);
  • дренажними насосами типу 1,5К-6.

Золошлаконакопичувач Сумської ТЕЦ розташовано на лівому березі р. Псел, навпроти берегової насосної станції, між річкою та лісовою ділянкою Сумського лісництва, та є прилеглим до селища Баранівка.

Золошлаконакопичувач введено в експлуатацію в 1966 році. Клас небезпечності – IV. Загальна полоща золошлаконакопичувача 5,6  га, в т.ч. корисна 4,9 га. Проектна ємність золошлаконакопичувача – 195 тис. м3. На даний час наповнення золошлаконакопичувача складає приблизно 90%. При спалюванні за наступні 2015-2016 роки приблизно 60-80 т вугілля за рік та середній его зольності близько 23,8%, кількість золи яку треба видаляти кожен рік складає приблиизно 25-30 тис. т.

З введенням можливості роботи ПК-1 на вугіллі в 2018 році планується спалити  за рік 100 тис. т вугілля, що складе приблизно 37,5 тис. т золи. Очищення секцій золошлаконакопичувача здійснюється шляхом розробки, навантаження та вивезення золи організаціями, що мають ліцензію на перевезення, та подальшого захоронення золи організаціями які мають на це дозвільні документи. До наступного часу захоронення здійснювалося ТОВ «Федорченко» на рекультиваційному карьєрі «Піщаний», на даний час заключено договір на вивезення золи на підприємство ТОВ «Керамейя», яке буде використовувати золу в технологічному процесі виготовлення цегли.

В наступні роки здійснювалося заключення договорів на вивезення та захоронення золи з підрядними організаціями з розрахунку 30 тис. т золи за рік, на наступний 2018 рік в зв’язку з відновленням можливості роботи ПК-1 на вугілля заплановано заключення договорів на вивезення та захоронення 37,5 тис. т золи.

Котельне обладнання

За проектом котли ст. №1, 2, 3 були розраховані на спалювання твердого палива – вугілля марки АШ. В 1973 р. згідно з паливною політикою котли були реконструйовані (зі збільшенням їх паропродуктивності з 75 т/год. до 87 т/год.) на спалювання газу і мазуту. При цьому систему спалювання вугілля на котлі ст. №1 було повністю демонтовано, на котлі ст. №2- демонтовано частково, на котлі ст. №3-збережено.

В подальшому (в 1990 роках), у зв’язку із значним коливанням вартості різних видів палива, спочатку котел ст. № 3 переведено на спалювання вугілля за попередньою схемою, а потім і котел ст. №2 (після відновлення схеми спалювання вугілля), котел ст. №1 залишено зі схемою спалювання газу і мазуту.

Стан водогрійних котлів типу ПТВМ-100 ст. № 1, 2, 3 задовільний. Вони використовуються короткочасно при дефіциті теплової енергії від турбін при температурах зовнішнього повітря нижче ніж мінус 10ºС.

Мазут в останні роки не використовується у якості основного палива, але мазутне господарство протягом цілого року знаходиться в очікуваному аварійному резерві (на випадок припинення постачання природного газу), що потребує періодичного розігріву і циркуляції мазуту по контуру «насос – мазутний бак» для можливості його термінового використання.

Турбінне обладнання

В 1982 – 1983 роках виконано повне перелопачування проточних частин ЦВТ і ЦНТ турбіни ст. № 2 (1982р.), ст. № 1 (2013р.) новими лопатками.

В 1986 – 1987 роках виконано реконструкцію турбін ст. №1 (1986р.), ст. № 2 (1987р.) з метою переведення в режим роботи з погіршеним вакуумом для підігріву мережної води в конденсаторах турбін. На турбіні ст. №1 демонтовано робочі лопатки п’ятого ступеню ЦНТ, на турбіні ст. №2 демонтовано третій реактивний ступень ЦВТ.

Після реконструкції потужність турбін ст. № 1, 2 зменшилась і при номінальних параметрах та максимальній витраті пари на турбіну~130 т/год. в режим роботи з погіршеним вакуумом становить відповідно 13 і 12 МВт. Через зазначене турбіни ст. № 1, 2 перемарковано з зазначеною вище потужністю.

Дозволений термін експлуатації турбін ст. № 1, 2 через велике напрацювання і погіршення стану металу визначається рішеннями експертно-технічної комісії (ЕТК).

Електротехнічне обладнання

Турбогенератори ст. №1, 2 типу ЧН5674/2, що введені в експлуатацію в 1957р., мають велике напрацювання, але завдяки своєчасним профілактичним ремонтам, з заміною окремих елементів та вузлів, підтримуються в робочому стані.

Турбогенератор ст. №3 типу Т12-2УЗ, що введений в експлуатацію в 2010р., має мале напрацювання (15286 годин станом на 01.09.2014р.),  знаходиться в доброму роботоспроможному стані.

 Багато зауважень є до обладнання ВРУ-110кВ (повітряних вимикачів, трансформаторів струму, роз‘єднувачів тощо), ГРУ-6кВ, яке морально і фізично застаріло, багато вузлів знято з виробництва.

Система контролю та управління

Обладнання системи контролю та управління, засоби вимірювальної техніки ТЕЦ виконують свої технологічні функції, але як і все основне обладнання першої – третьої черги, є морально і фізично застарілим, в більшості випадків зняте з виробництва. Це викликає великих затрат на підтримання їх у роботоспроможному стані.

На котлах ст. №1, 2 в роботі знаходяться регулятори живлення, безперервної продувки, тиску газу в автоматичному режимі, а регулятор розрідження повітря – в дистанційному режимі. На котлі ст. № 3 в 2010р. додатково до проектних регуляторів, згаданих вище, впроваджено регулятор палива згідно з проектом “Модернизация системы регулирования процесса горения ПК типа ЦКТИ-87/39-Ф2М”, ООО “Стальсервис” м. Київ, який зараз проходить дослідну експлуатацію. На турбінах ст. №1, 2 знаходиться в роботі регулятор тиску пари на ущільнення, тиску пари на власні потреби для пропарки мазутопроводів.

На турбіні ст. №3 знаходяться в роботі регулятори температури пари за охолоджувальною установкою подачі пари на бойлерні установки. Проектний регулятор протитиску пари на вихлопі не змонтований. Замість нього встановлено замір перепаду тиску на останніх ступенях турбіни, який задіяний в системі захисту турбіни.

По теплофікаційній установці задіяні і знаходяться в роботі регулятори робочого та аварійного підживлення тепломережі, а по деаераційним установкам – регулятори рівня в основних деаераторах і деаераторах підживлення тепломережі. Редукційно-охолоджувальні установки РОУ-40/6 ст. №1, 2 оснащені регуляторами тиску і температури. На ХВО задіяні і знаходяться в роботоспроможному стані регулятори-дозатори вапнованого молока та коагулянту, регулятори рівня в баку хімочищеної води і в баку підживлення тепломережі.

Не дивлячись на сказане, існуючі засоби контролю та керування потребують заміни на нові сучасні, виходячи із прогнозованого терміну подальшої експлуатації основного обладнання ТЕЦ.

З вересня 2005 року рішенням Сумської міської Ради Сумська ТЕЦ була передана в оренду підприємству ТОВ «Сумитеплоенерго»

(До складу  новоствореного підприємства  ввійшли, окрім Сумської ТЕЦ, магістральні теплові мережі, ЦТП міста, розподільчі мережі після ЦТП і 34 міські котельні. Керівництво «Сумитеплоенерго» зробило ставку на спалювання вугілля. Вже в 2006р. витрачено вугілля в 3 рази більше, ніж в 2005р. – більше 16 тис. тон. Паровий котел №2, який раніше на вугіллі практично не працював, підготовлений і працює тривало на вугіллі. Проведені  поточні і капітальні ремонти обладнання, відновлена оборотна система водопостачання золовідвалу, замінена головна акумуляторна батарея станції. Розроблено ТЕО реконструкції Сумської ТЕЦ з установкою третьої турбіни 12 МВт в існуючому машзалі. У 2006 р.  введена в експлуатацію котельна з т/мережами по вул. Гамалея, ліквідовані котельні по вул. Кирова,48 і вул. 20 років Перемоги, 7, споживачі яких підключені до т/мереж  ТЕЦ і більш економічної котельної  по пер. Гражданскому,4а.

Котельними  відпущено тепло в 2006 році  211,6 тис.Гкал., відпустка тепла по ТЕЦ склала 722 тис.Гкал. За 50 років Сумська ТЕЦ відпустила більше 5 500 млн.кВтг електроенергії і 30 млн.Гкал тепла. В цілому велика заслуга колективу професіоналів –  теплоенергетиків, постійно працюючих над питаннями підвищення надійності, безаварійності і енергозабезпечення. Фахівцями Сумської ТЕЦ розроблена програма модернізації і технічного росту підприємства, реалізація якої забезпечить підвищення надійності і покращення якості  послуг. Підключення нових навантажень в умовах сучасного  міста. Нині станцією успішно керують висококваліфіковані професіонали зі стажем роботи понад 30 років, які пройшли трудовий шлях від перших сходинок до керівників колективу та досконало знають формулу успішної роботи в нових ринкових умовах.