Металлургический дивизион ПАО ММК имени Ильича ПУТЕВОДИТЕЛЬ ПО

Металлургический дивизион ПАО «ММК имени Ильича» ПУТЕВОДИТЕЛЬ ПО ПОТЕРЯМ Цеха ТЭЦ-2 июнь 2014

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 2

Описание технологии ММК им. Ильича В комплексе стана 3000 в 1983 году введена в эксплуатацию ТЭЦ-2, которая предназначалась для использования пара, вырабатываемого системами испарительного охлаждения и энерготехнологическими агрегатами нагревательных печей стана 3000 с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии и обеспечения паром и электроэнергией потребителей стана 3000. Паровые котлы БКЗ-75 -39 Д, установленные в главном производственном корпусе станции, предназначались для обеспечения резервирования электроснабжения особо ответственных потребителей комплекса стана 1 -й категории, а также для дополнительной выработки пара по режимам потребления с использованием избытков доменного газа. Доля участия котлов БКЗ в выработке электроэнергии в период с 1984 по 1990 г. г. составляла 0, 25 -0, 40. С 1991 г. , в связи с распадом СССР, наблюдался спад производства стана 3000 и, соответственно, была снижена поставка вторичных энергоресурсов. В дальнейшем доля участия котлов БКЗ в выработке электроэнергии возросла до 0, 750, 95. Назначение котлов БКЗ изменилось, они являлись основным поставщиком пара энергетических параметров для выработки электроэнергии. Для увеличения установленной электрической мощности ТЭЦ-2, в 20022003 г. г. выполнена реконструкция котлов БКЗ-75 -39 Д № 1 и № 2 с увеличением их паропроизводительности с 75 до 90 т/ч. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены Главный корпус ТЭЦ-2 Здание ХВО-6 ТЭЦ-2 3

Описание технологии ММК им. Ильича Основное производственное оборудование цеха находится в здании главного корпуса , который в свою очередь делится на два участка: К турбинному участку относится следующее оборудование: - Турбины типа ПТ-12 -35/10 М ст. № 1, 2, 3, 4; - Паропреобразовательная установка ; - Испарительная установка; - Захолаживающая установка; - Подогреватель сетевой воды; - Градирни ст. № 1, 2 К котельному участку: - Котлы типа БКЗ-75 -39 Д ст. № 1, 2; - Деаэрационно-питательная установка. В настоящее время на ТЭЦ-2 установлены: 1) 2 котла типа БКЗ-75 -39 Д (ст. № 1, 2), изготовлены Белгородским котлостроительным заводом. Номинальная паропроизводительность котла – 90 т/час, давление пара – 39 кгс/см 2, температура – 4400 С. котлы однобарабанные, с естественной циркуляцией, П-образной компоновки. Основным видом топлива является доменный газ, резервным – природный газ. Пар от котлов ПКК-100 (ЛПЦ-3000) и БКЗ-75 -39 Д направляется на четыре турбогенератора (ст. № 1, 2, 3, 4). 2) турбина типа ПТ-12 -35 -10 М (ст. № 1, 2, 3, 4), является активной, конденсационной, с двумя регулируемыми отборами (производственным и теплофикационным). Турбогенераторы предназначены для выработки электроэнергии и снабжения тепловых потребителей паром и состоят из: - генератора, - турбины, - вспомогательного оборудования турбины и генератора. Пар от регулируемых отборов турбогенераторов и пар от СИО (ЛПЦ-3000) с давлением – 13 кгс/см 2 и температурой – 3200 С – является греющим паром для паропреобразовательной и испарительной установок. 3) Паропреобразовательная установка (ППУ) предназначена для выработки вторичного пара для нужд потребителей комбината, конденсата для питания энергетических котлов БКЗ-75 -39 Д станции, энерготехнологических котлов ПКК-100 и систем испарительного охлаждения нагревательных печей стана 3000. На станции установлено пять паропреобразовательных установок, состоящих из испарителей типа И-1000 -2 МП и паропреобразователей типа ПП-1200 -ТН. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 4

Описание технологии ММК им. Ильича 4) Испарительная установка (ИУ) предназначена для выработки конденсата, используемого для питания энергетических котлов БКЗ-75 -39 Д и энерготехнологических агрегатов стана 3000. При необходимости, тепловая схема ТЭЦ-2 предусматривает питание конденсатом СИО ЛПЦ-3000. Получаемый вторичный пар ИУ используется на деаэрационно-питательной установке (ДПУ), на подогревателях сетевой воды (ПСВ) в зимнее время, а в летнее время на захолаживающей установке (ЗУ). Испарительная установка включает в себя четыре испарителя типа И-1000 -2 МП, соединенных между собой по пару последовательно, а по воде – параллельно. 5) Деаэрационно-питательная установка (ДПУ) состоит из пяти деаэраторов атмосферного давления, и предназначена для удаления из питательной воды коррозионно-активных газов методом термической деаэрации и запаса питательной воды. Деаэраторы ст. № 1, 2 используются для деаэрации химочищенной воды (питательной для ППУ, ИУ, СИО и подпитки теплосети), а деаэраторы ст. № 3, 4, 5 для деаэрации конденсата (питательная вода для котлов БКЗ-75 -39 Д и ПКК-100/45). Производительность деаэраторов ДА-300(ст. № 1, 2, 3, 4, 5) – по 300 т/час; давление- 1, 2 -1, 3 кгс/см 2, температура – 1041060 С. 6) Для теплофикационных целей на ТЭЦ-2 используется подогреватель сетевой воды (ПСВ) типа ПСВ-500 -3 -23 (ст. № 1, 2, 3). 7) Захолаживающая установка (ЗУ) предназначена для конденсации избытков пара, поступающего в коллекторы 0, 72, 5 кгс/см 2 от испарительной установки и состоит из трех корпусов. Захолаживающая установка включает в себя: - конденсаторы кожухотрубные, типа 1000 ККВ; - циркуляционная система; - конденсатные насосы; - трубопроводы и арматура. 8) В системе оборотного водоснабжения ТЭЦ-2 установлены две однотипные башенные градирни. Градирни ст. № 1, 2 ( габаритные размеры 46000 х53663) охлаждают циркуляционную воду нагретую в конденсаторах четырех турбогенераторов ПТ-12 -35/10 М, трех корпусах захолаживающей установки, подшипниках насосов, установленных в машзале ТЭЦ-2. Градирни – брызгальные, противоточные ( производительность 11200 м 3/час). © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 5

Описание цеха ММК им. Ильича В состав основного оборудования ТЭЦ-2 входит: - паровые котлы БКЗ-75 -39 Д - 2 агрегата; - турбоагрегаты ( турбина ПТ-12 -35/10 М, генератор Т-12 -2 УЗ) - 4 агрегата. Паровой котел БКЗ 75 -39 ст. № 1 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены Турбогенераторы ТЭЦ-2 6

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 8

Выбор приоритетов ММК им. Ильича Структура затрат цеха ТЭЦ-1 в 2013 г. , млн. грн. Всего 568 доменный газ 304 пар ПКК 127 пар СИО электроэнергия газ природный 37 16 вода техническая прочее амортизация ТОи. Р сжатый воздух зарплата материалы для ХВО Основные покупные ресурсы для ТЭЦ-2 – природный газ и электроэнергия © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 9

ММК им. Ильича Выбор приоритетных КПЭ Продукция цеха ТЭЦ-2 в 2013 г. , млн. грн. Пар БКЗ Электроэнергия Пар ИУ Вода-ДА-300 Вода-ДА-200 Предочищенная вода Конденсат ИУ ПСВ Химочищенная вода Вода БГВ Конденсат ПСВ Пар ППУ Конденсат БГВ Пар БКЗ не отпускается как готовая продукция, а служит для производства остальных видов: доменного дутья, пара ППУ, электроэнергии. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 10

ММК им. Ильича Выбор показателей Основными отчетными показателями, характеризующими эффективность работы электростанции с комбинированным производством электрической и тепловой энергии являются два показателя топливоиспользования: удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию и удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию. В связи с тем, что в отпущенной электро и теплоэнергии есть доля вторичных энергоресурсов от ЛПЦ 3000, которая является не оперируемым показателем, т. е. независимым от работы ТЭЦ-2, приоритетными показателями для электростанции приняты: © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 11

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 12

ММК им. Ильича Производство тепла БКЗ, Гкал. Себестоимость пара БКЗ, грн/Гкал. 1 Дерево КПЭ ТЭЦ-2 (себестоимость пара) × Календарное время, час ─ Фактическое время работы котлов БКЗ, час Текущие простои (котлы БКЗ), час КР (котлы БКЗ), сут. Паровая нагрузка на котлах, Гкал/час. ППР (котлы БКЗ), час, 6, 7, 8, 9 Тех. состояние тяго-дутьевых устройств + Стоимость энергоресурсов грн/ед. Обеспечение ДГ без ограничений Общие затраты на производство пара, грн Общая численность - 154 чел. Численность ИТР - 22 чел. (14%) Численность рабочих 132 чел. (86%) В КПЭ задействовано: ИТР – 18 чел. (81, 8% от численности ИТР) Рабочих - 16 чел. (12, 1% от численности рабочих) Всего – 34 чел. (22, 1% от общей численности) + Переменные затраты, грн/Гкал. + Постоянные затраты, грн Расход энергоресурсов ед. Энергоресурс ы, грн//ед. Стоимость технологическог о топлива, грн/тыс. м 3 × × Расход топлива технологического, тыс. м 3 1. КПЭ начальника цеха (1) 2. КПЭ главного инженера (1) 3. КПЭ зам. гл. инженера (1) 4. КПЭ нач. турбинного уч-ка (1) 5. КПЭ м-ра турбинного уч-ка (1) 6. КПЭ нач. котельного уч-ка (1) 7. КПЭ м-ра котельного уч-ка (1) 8. КПЭ нач. электроучастка (1) 9. КПЭ м-ра электроучастка (1) 16. КПЭ ст. машиниста турбин. отд. (4) 17. КПЭ ст. машиниста котельн. обор. (4) 18. КПЭ эл. монтера по ремонту и обслужив. эл. обор. , 6 разряда (4) 19. КПЭ аппаратчика ХВО эл. станции (4) 10. КПЭ нач. ХВО-6 (1) 11. КПЭ ст. м-ра ХВО-6 (1) 12. КПЭ нач. смены (4) 13. КПЭ нач. лаборатории (1) 14. КПЭ нач. ПТБ (1) 15. Инженер-технолог (1) Питательная вода, м 3 + Расход эл. энергии на СН, к. Вт. ч. + Потери с продувкой, % Расход эл. энергии на тяго-дутьевые установки котлов к. Вт. ч Расход природного газа, тыс. м 3 Расход доменного газа, тыс. м 3 + ФОТ основных рабочих, грн Прочие цеховые расходы, грн × Амортизация, грн Содержание и ТО ОС, грн © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены Стоимость сырья и основных материалов грн/т Расход сырья и основных материалов, т Затраты на ремонты, грн 13 Расход эл. энергии на собственные нужды отнесенные к паропроизводительно сти котлов, к. Вт. ч/т 7, 9, 17, 18 Расход условного топлива на выработку тепла котлами БКЗ-1, 2, кг. у. т. /Гкал 2, 6, 7, 12, 14, 15, 17 Удельный расход топлива на отпуск эл. энергии от ТЭЦ-2, г. у. т. /к. Вт. ч. 2, 3, 4, 5, 12, 14, 15, 16, 17 Расход тринатрийфосфата на обработку питательной воды, г/м 3

ММК им. Ильича Дерево КПЭ ТЭЦ-2 (себестоимость электроэнергии) Календарное время, час 1. КПЭ начальника цеха (1) 2. КПЭ главного инженера Текущие простои (1) Производство (турбогенераторы), час 3. КПЭ зам. гл. инженера эл. энергии КР (турбогенераторы), (1) к. Вт. ч. × сут. 4. КПЭ нач. турбинного уч-ка 2, 4, 6, 8, 12, 16, 17, 18 3, 4, 8 (1) ППР 5. КПЭ м-ра турбинного уч-ка (турбогенераторы), час (1) 4, 5, 8, 9 6. КПЭ нач. котельного уч-ка Компенсация (1) реактивной Средняя 7. КПЭ м-ра котельного уч-ка мощности мощность ТГ, (1) Себестоимос к. Вт 8. КПЭ нач. электроучастка ть эл. энергии, ÷ Тех. состояние (1) грн/к. Вт. ч ТГ 9. КПЭ м-ра электроучастка 1, 2, 3, 12, 13 (1) Стоимость 10. КПЭ нач. ХВО-6 энергоресурсов Режим работы (1) грн/ед. ТГ 11. КПЭ ст. м-ра ХВО-6 (1) Затраты на Расход 12. КПЭ нач. смены × энергоресурсы, энергоресурсо (4) грн. в, ед. 13. КПЭ нач. лаборатории Расход воды Расход эл. энергии (1) улучшенного предочищенно 14. КПЭ нач. ПТБ СН турбинной Общие затраты на качества от Расход тепла на Переменные й воды от ХВО (1) установки производство ЦВС, на производство + + затраты, -6 на подпитку 15. Инженер-технолог отнесенный к эл. энергии, подпитку эл. энергии, Гкал/к. Вт. ч. , грн. оборотного (1) произведенной грн оборотного 4, 12, 13, 16 цикла, Затраты на эл. энергии, 16. КПЭ ст. машиниста турбин. отд. цикла, 3/кал. час м сырьё и Постоянные (4) к. Вт. ч/к. Вт. ч. , м 3/кал. час × основные 5, 9, 16, 18 затраты, грн. 17. КПЭ ст. машиниста котельн. обор. материалы, грн. Стоимость (4) + ФОТ основных Прочие Расход сырья и 18. КПЭ эл. монтера по ремонту и рабочих, цеховые основных обсл. эл. оборудования, 6 разряда основных Общая численность - 154 чел. грн расходы, материалов, т (4) материалов, Численность ИТР - 22 чел. (14%) Содержание и ТО грн/т Численность рабочих 132 чел. 19. КПЭ аппаратчика ХВО ОС Расход Амортизация, (86%) эл. станции (4) грн ИОМСа в грн В КПЭ задействовано: оборотном ИТР – 18 чел. (81, 8% от Затраты на цикле, кг/ч численности ИТР) ремонты, грн Рабочих - 16 чел. (12, 1% от численности рабочих) Всего – 34 чел. (22, 1% от общей © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены численности) Фактическое время работы ТГ, час ─ 14

ММК им. Ильича Производство ХОВ, м 3 Себестоимос ть ХОВ, грн. /м 3 1 ÷ Дерево КПЭ ТЭЦ-2 (себестоимость ХОВ) × Фактическое время работы натрийкатионитных фильтров, час Календарное время, час ─ КР, сут. Производительно сть НКФ, м 3/час ППР, час Стоимость энергоресурсов, грн/ед. Затраты на энергоресурсы, грн. Общие затраты на производство ХОВ, грн. Общая численность - 154 чел. Численность ИТР - 22 чел. (14%) Численность рабочих 132 чел. (86%) В КПЭ задействовано: ИТР – 18 чел. (81, 8% от численности ИТР) Рабочих - 16 чел. (12, 1% от численности рабочих) Всего – 34 чел. (22, 1% от общей численности) + Постоянные затраты, грн. 10. КПЭ нач. ХВО-6 (1) 18. КПЭ эл. монтера по ремонту и 11. КПЭ ст. м-ра ХВО-6 обслужив. эл. обор. , 6 разряда (1) (4) Удельный расход 12. КПЭ нач. смены 19. КПЭ аппаратчика ХВО эл. эн. на выработку Электроэнергия, (4) эл. станции (4) ХОВ, к. Вт. ч. /м 3 к. Вт. ч. 13. КПЭ нач. лаборатории 10, 11, 19 Текущие простои, час Качество ХОВ согласно карт воднохимического режима × Расход энергоресурсо в, ед. + Предочищенна я вода, м 3 ФОТ основных рабочих, грн. Транспортные расходы, грн. Амортизация, грн. Содержание и ТО ОС, грн. × Прочие цеховые расходы, грн. Затраты на ремонты, грн. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены Расход технологическог о пара (ППУ), Гкал Расход В. У. К. от ЦВС на ХВО-6, м 3 Стоимость сырья и основных материалов, грн/тонну Расход сырья и основных материалов, кг/Гкал. Соль, тонн Антраци т, тонн + Катиони т, тонн Известь, тонн 15 Удельный расход тепла на производство ПОВ, Гкал/м 3 10, 11, 12, 19 Расход эл. энергии, к. Вт. ч. Сжатый воздух, тыс. м 3 Затраты на сырьё и основные материалы, грн. + + Вода улучшенного качества от ЦВС на склад соли, м 3 Сжатый воздух, тыс. м 3 + Переменные затраты, грн. 1. КПЭ начальника цеха (1) 2. КПЭ главного инженера (1) 14. КПЭ нач. ПТБ 3. КПЭ зам. гл. инженера (1) 4. КПЭ нач. турбинного уч-ка (1) 15. Инженер-технолог 5. КПЭ м-ра турбинного уч-ка (1) 6. КПЭ нач. котельного уч-ка (1) 16. КПЭ ст. машиниста турб. отд. 7. КПЭ м-ра котельного уч-ка (1) (4) 8. КПЭ нач. электроучастка (1) 17. КПЭ ст. машиниста котельн. обор. 9. КПЭ м-ра электроучастка (1) (4) Удельный расход соли на выработку ХОВ, кг/м 3 10, 11, 12, 19 Досыпка катионита до проектного уровня, тонн Удельный расход извести на выработку ПОВ, г/м 3

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 16

Пар котельный. Анализ производительности ММК им. Ильича Выработка пара котельного в 20042013, млн. Гкал Выработка пара котельного по месяцам в 2013, тыс. Гкал 80 4, 5 4, 0 60 3, 5 40 3, 0 20 0, 0 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Установленная теплопроизводительность котлов составляет 180 т/ч, а максимальная среднемесячная выработка пара 120 т/ч. Т. е. существует запас паропроизводительности • • Факторы влияющие на паровую нагрузку котлов: Обеспечение станции ВЭР. При недостаточном количестве пара от ПКК ЛПЦ-3000, увеличивается производительность котлов. Производственные мощности. Имеется ввиду работа турбогенераторов. При остановках оборудования (рем) – нет необходимости больших паровых нагрузок БКЗ. Состояние оборотного цикла. При недостаточном охлаждении конденсатора ТГ снижается вакуум, из-за чего невозможна большая нагрузка турбин паром. Обеспечение топливом. Используемым топливом для котлов является смесь Пг/Дг. Пг лимитируется, а по Дг возможно ограничение. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 17

ММК им. Ильича Пар котельный (БКЗ) Структура себестоимости пара котельного в 2013 г. , млн. грн. Всего 409, 85 Доменный газ 303, 68 Вода ДА-300 (конденсат) 74, 1% 18, 8% Газ природный 3, 9% Электроэнергия ТОи. Р 1, 5 Амортизация 1 ОПР Заработная плата Прочее Основной покупной ресурс для производства пара котельного – природный газ © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 18

Пар котельный. Производство ММК им. Ильича Паровой котел предназначен для преобразования энергии топлива в энергию перегретого пара В топку котла подается доменный, природный газ и воздух. Продукты сгорания последователь отдают свое тепло при прохождении через топку и опускной газоход, превращая воду в перегретый пар. Теоретическая температура сгорания природного газа 2016°С, доменного 1427°С*, поэтому увеличение доменного газа в смеси приводит к снижению КПД котла. ZBB показателей работы котла должен привязываться к доле природного газа в смеси Удельный расход условного топлива на выработку пара котельного: * - Тринкс В. Промышленные печи, том 2. Москва 1961 г. стр. 16 ** -на схеме изображен котел БКЗ-75 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 19

ММК им. Ильича Описание физики процессов Описание «физики» процессов основных факторов по КПЭ – «доля ПГ по теплу в общем топливопотреблоении» . 1. Избыток (недостаток) воздуха в топливной смеси. Отсутствие АСУ, регулирования соотношения газ-воздух Избыток воздуха в топливной смеси приводит к некачественному горению факела, снижению температуры в топке котла и увеличению потерь тепла (Q 2) с уходящими газами. Недостаток воздуха в топливной смеси проводит к недожогу (неполному сгоранию газа), удлинению и затягиванию факела в зону пароперегревателя , увеличению потерь тепла (Q 2). 2. Экраны котла. Коррозия экранных труб Топка котла предназначена для сжигания органического топлива. Теплота сгорания топлива передается ограждающим изнутри топку экранам, в которых движется вода. Благодаря экранированию топки снижаются потери теплоты в окружающую среду и обеспечивается достаточная жесткость стен топки при восприятии распределенной нагрузки. Коррозия экранных труб. Коррозионные разрушения возникают как на внутренней, так и на наружной поверхности экранных труб. Причины коррозии различны. Вместе с питательной водой в котел вносятся мельчайшие частицы окислов железа и меди. Эти частицы являются продуктами коррозии подогревателей, трубопроводов и другого оборудования станции. В котлах с естественной циркуляцией воды лишь часть этих окислов удаляется при непрерывной и периодической продувке. Значительно их количество накапливается в котле и циркулирует с котловой водой. При возрастании их содержания в воде они отлагаются на внутренней поверхности экранных труб. Обычно на стенах труб вместе с окислами железа оседает часть растворенных в воде солей. Количество и состав этих солей зависит от особенностей солесодержания воды. Действие таких отложений может быть различным. Иногда оно ограничивается повышением температуры стенки экранных труб, как при других видах накипи. В других случаях, если в осевшем шламе содержится лишь немного неметаллических веществ, возникает подшламовая коррозия металла. Экранные трубы могут разрушаться стояночной коррозией. При наличии в энергетической системе достаточной мощности часть оборудования и прежде всего старые менее экономичные котлы и турбины периодически останавливают или оставляют в резерве. В нерабочем состоянии в поверхностном слое металла котлов иногда возникают различные химические процессы, именуемые стояночной коррозией. Такая же коррозия может происходить и периоды ремонта котлов. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 21

ММК им. Ильича Описание физики процессов Подсосы воздуха 3 Перетоки воздуха 2 Подсосы воздуха 4 1 Перетоки воздуха Эскиз конвективной шахты котла ПК-14 -2 М © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 3. Воздухоподогреватель. Перетоки воздуха На всех котлах ТЭЦ-1 установлены трубчатые воздухоподогреватели (рекуперативного принципа действия). Поверхность нагрева в/п состоит из отдельных секций и кубов. Каждая секция представляет собой пакет вертикальных труб, концы которых укрепляются в отверстиях горизонтальных трубных досок. Трубы (Днар-40 или 51 мм) расположены в шахматном порядке, внутри них движутся сверху вниз дымовые газы, тепло которых передается воздуху, движущемуся между трубами. На эскизе показан однопоточный двухступенчатый трубчатый в/п (1, 2). Между ступенями установлена 1 -я ступень водяного экономайзера (4). Расширение в/п при его нагревании во время растопки котла воспринимается горизонтальными компенсаторами, расположенными в верхней и нижней части секции, а также боковыми компенсаторами, расположенными между боковыми стенами и трубными досками. Утечка воздуха в пространстве между соседними секциями предотвращается приваркой к крайним трубам стальных полос. Разрыв компенсаторов и образование щелей создают перетоки воздуха в зону уходящих газов, увеличивая их объем, приводя к увеличению потерь тепла (Q 2). 4. Водяной экономайзер, неплотности газоходов Экономайзер представляет собой горизонтальные пакеты змеевиков с горизонтальными коллекторами. Вода движется от нижних коллекторов к верхним. Поверхность нагрева экономайзера состоит из труб с нар. диаметром – 32 (42) мм. Трубы размещают в шахматном порядке. Назначение водяного экономайзера –нагрев питательной воды до температуры кипения с целью экономии толива Присосы воздуха в конвективную шахту котла обычно возникают в местах захода труб экономайзера через обмуровку котла. Присосы воздуха приводят к увеличению потерь тепла (Q 2) , электроэнергии на собственные нужды и снижению КПД брутто котла. 22

ММК им. Ильича Физика процессов при загрязнении водяного экономайзера (I) Продукты сгорания T = ~440°C Вода T = ~217°C Высокий КПД котлов достигается при максимальном отборе тепла от дымовых газов в котле. Для этого в зоне «относительно» низких температур 200 -600°С установлены теплообменники для нагрева котловой воды – водяные экономайзеры. Продукты сгорания T = ~290°C Тепловосприятие водяного экономайзера: Вода T = 102°C © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены коэффициент теплопередачи (зависит от чистоты поверхности трубок, толщины и вида отложений); площадь поверхности трубок теплообмена ; температура отработавшего пара (зависит от состояния проточной части турбины); температура воды; температура дымовых газов 23

ММК им. Ильича Физика процессов при загрязнении водяного экономайзера (II) Трубка водяного экономайзера В процессе эксплуатации поверхности теплообмена водяного Наружные загрязнения (пыль, сажа) Ø 32 х3 экономайзера подвергаются загрязнению, которые снижают эффективность его работы и КПД котла. Оценим снижение эффективности работы водяного экономайзера при наличии загрязнений: Коэффициент теплопередачи **: Внутренние отложения (накипь, окислы железа) Для экономайзера с чистыми трубками: Для загрязненных трубок: *Источник: Исаченко В. П. , Осипова В. А. , Сукомел А. С. – Теплопередача. **Тепловой расчет котлов. Нормативный метод, 1998 г. ***Задачник по теплопередаче. Краснощеков Е. А. , Сукомел А. С. 1980 г © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 24

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 27

Показатель «Доля ПГ в топливе котлов БКЗ № 1, 2» ММК им. Ильича Доля ПГ в топливе котлов БКЗ № 1, 2 в 2013 г. , % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Месяцы © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 28 11 12 Согласно режимной карте оптимальным соотношением топлива Дг/Пг является 80/20 %, при этом температура уходящих газов составляет 173ºC. При отклонении от рекомендуемого соотношения в сторону увеличения доли доменного газа (Пг=810%), увеличивается температура уходящих газов, что влечет за собой увеличение потерь тепла с дымовыми газами. В данной ситуации доменный газ технически не выгодно использовать, так как происходит потеря неиспользованного тепла, выделившегося при сжигании топлива. С экономической точки зрения Дг использовать выгоднее, так как его стоимость ниже, по сравнению с природным газом.

ММК им. Ильича Дерево факторов, влияющих на потребление природного газа Влияние факторов долю ПГ в смеси в феврале 2014 (экспертная оценка), % регулирование нехватка ДГ 12 растопка © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 0, 5 29

Доля природного газа в смеси ТЭЦ-2 ММК им. Ильича Доля природного газа, % 100 3. 000 2. 500 50 2. 000 40 Доля ПГ Расход ДГ 30 20 Цель 4% Факт 7, 26% 10 0 1. 500 1. 000 500 0 01. 2014 01. 02. 2014 01. 03. 2014 Расход доменного газа, тыс. м 3 Динамика показателя "Доля природного газа в смеси" за 1 квартал 2014, % Факт (испр) 3, 49 % 01. 04. 2014 Выполнение КПЭ "Доля ПГ в смеси" за 1 квартал 2014, % Наименование Факт за полный период Без учета периода с 29 января по 02 февраля январь февраль 8, 58% 12, 47% 2, 19% 7, 51% март 1, 38% квартал 7, 26% 1, 38% 3, 49% Предлагается: не учитывать период чрезвычайного положения на комбинате с 29 января по 02 февраля при расчете КПЭ по доле природного газа в смеси топлив © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 30

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 31

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 35

ММК им. Ильича Себестоимость пара котельного. Бенчмаркинг январь – ноябрь 2013 г. Обозначения: ММКИ ТЭЦ-2 – ТЭЦ-2 ММК им. Ильича АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь АС ПЭВС – ПЭВС Азовсталь ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ ЗС – ТЭЦ Запорожсталь © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 36

ММК им. Ильича Удельный расход ПГ на производство пара котельного. Бенчмаркинг январь – ноябрь 2013 г. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 37 Обозначения: ММКИ – ТЭЦ ММК им. Ильича АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь АС ПЭВС – ПЭВС Азовсталь ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ ЗС – ТЭЦ Запорожсталь

ММК им. Ильича Удельный расход ДГ на производство пара котельного. Бенчмаркинг январь – ноябрь 2013 г. Обозначения: ММКИ – ТЭЦ ММК им. Ильича АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь АС ПЭВС – ПЭВС Азовсталь ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ ЗС – ТЭЦ Запорожсталь © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 38

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 39

ММК им. Ильича Электроэнергия Структура себестоимости электроэнергии в 2013 г. , млн. грн. Всего 330, 03 Пар общий 45 атм 307, 05 Электроэнергия 2, 8% Предочищенная вода 1, 8% Вода техническая ТОи. Р Амортизация ОПР 1, 0% 1, 56 1, 23 0, 78 Заработная плата Прочее Основной ресурс для производства электроэнергии– пар общий © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 40 93, 0%

ММК им. Ильича Выработка электроэнергии помесячно в 2013 г. , млн. к. Вт*ч Ссебестоимость электроэнергии помесячно в 2013 г. , грн/к. Вт*ч 18 2, 5 16 2, 0 14 12 1, 5 0 0, 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 10 11 12 Выработка пара по месяцам в 2013, тыс. Гкал 80 Пар БКЗ 60 40 Пар ПКК 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 10 11 12 41 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Выработка электроэнергии отграничивается: 1. наличием пара от котлов БКЗ и ПКК и необходимостью его отпуска с паром и горячей водой; 2. тепловой нагрузкой конденсаторов турбин в летний период Из этого следует сезонность в выработке электроэнергии, минимумы которого приходятся на зимние и летние месяцы.

ММК им. Ильича Принцип работы/физика процесса Турбины паровые ПТ-12 -35/10 М ст. № 1, 2, 3, 4 с генераторами Т-12 -2 У 3 Турбоагрегаты с генераторами предназначены для выработки электроэнергии и снабжения тепловых потребителей паром. Потребляемый ресурс – пар энергетических параметров P=32 -40 кгс/см 2, T=415 -440 ºC. Смесь пара от паровых котлов БКЗ № 1, 2 ТЭЦ-2 и котлов утилизаторов ПКК ЛПЦ-3000, поступает на первую ступень давления. Через 17 ступеней давления кинетическая энергия пара превращается в механическую, которая вращает ротор турбины, соединенный со статором генератора. Выработанная генератором электроэнергия, с вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды цеха, передается на 41 подстанцию. Турбина типа ПТ-10 -35/10 М является конденсационной с двумя регулируемыми отборами (производственным и теплофикационным). Отработанный пар поступает в конденсатор, который служит для создания вакуума в выхлопном патрубке турбины, что происходит в процессе конденсации пара на поверхности охлаждающих трубок, образовавшийся конденсат откачивается насосами в деаэраторы № 3, 4, 5. В конденсатор, по левой и правой стороне, циркуляционными насосами подается вода из оборотного цикла, после чего сбрасывается в самотечный канал для охлаждения в башенных градирнях. Для восполнения потерь предусмотрена подпитка оборотного цикла предочищенной водой и сброс технической воды после охлаждения оборудования. самотечный канал Пар энергетических параметров пар P=32 -40 кгс/см 2, T=415 -440 ºC Генератор Паровая турбина конденсатор турбины П-отбор Т-отбор охлаждающая вода конденсат на ДА № 3, 4, 5 БГ № 1, 2 отработанный пар Техническая вода после Подпитка охлаждения оборотного цикла ПОВ оборудования на БГ № 1, 2 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены ЦЭН 42

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 43

ММК им. Ильича «Расход тепла на выработку эл. энергии» , Гкал/к. Вт. ч. Уд. расход пара на ЭЭ, ккал/к. Вт*ч Сравнение фактических значений уд. расхода пара на ЭЭ и ZBB за 2012 -2013 г помесячно : 4400 2012 2013 4200 4000 3800 3600 3400 3200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 месяц © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 44 Факторы влияющие на отклонения значения показателя «Расход тепла на выработку эл. энергии» , Гкал/к. Вт. ч. • Загрязненность конденсатора тв. отложениями. • Сезонность работы ТГ. В зимний период: два ТГ в работе с П-отбором до 50 т/час, два ТГ в конденсационном режиме. В летний период: один ТГ с П-отбором, три ТГ в конденсационном режиме. В зимний период из-за лучшего вакуума увеличивается производство эл. эн. , следовательно из 1 Гкал можно выработать большее кол-во к. Вт. ч. . Что дает уменьшение удельного расхода Гкал/к. Вт*ч. • Режим работы ТГ № 1÷ 4 – конденсационный реж. или П-отбор. В конденсационном режиме удельный выше.

Дерево факторов влияющих на эффективную работу конденсатора ММК им. Ильича 7 Влияние факторов на вакуум (экспертная оценка), мм. рт. ст. 6 4 1 2 Температура охлаждающей воды выросла на 10 С 50 7 Температура отработавшего пара увеличилась на 30 С 46 Расход воды уменьшился в 2 раза 6 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены Выключено 20% трубок 5 1 Потребление пара упало в 1, 5 раза 4 2 Загрязнение трубок 1 мм 3 3 5 Плохо работает эжектор 350 40 300 200 140 60

ММК им. Ильича Вакуум в конденсаторах ТГ ТЭЦ-2 Вакуум в конденсаторе ТГ-1 помесячно в 2013 г Вакуум в конденсаторе ТГ-2 помесячно в 2013 г 65 65 60 60 55 55 чистка конденсатора 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 10 11 1 вакуум , к. Па 75 40 70 30 65 20 60 55 10 вакуум ТГ-3 темп-ра воды, С 0 температура воды, С Вакуум в конденсаторе ТГ-3 помесячно в 2013 г 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Вакуум в конденсаторе ТГ-4 помесячно в 2013 г 80 75 70 65 60 0 10 11 1 47 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ММК им. Ильича Удельный расход пара на выработку электроэнергии Удельный расход пара на ЭЭ в мае 2014, Гкал/тыс. к. Вт*ч 6. 0 25 5. 5 20 5. 0 4. 5 15 4. 0 10 3. 5 3. 0 5 2. 5 0. 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 48 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-4 температура воздуха

Удельный расход пара на выработку электроэнергии ММК им. Ильича Вакуум, к. Па ; расход пара, т/ч 70 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 65 60 55 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-4 температура воздуха, С температура охл воды, С Расход пара в промотбор ТГ-1, т/ч © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 49 температура, С Вакуум в конденсаторах турбин в мае 2014, к. Па

ММК им. Ильича Влияние температуры охлаждающей воды Температура циркуляционной воды зависит от зимнего/летнего периода работы ТГ. В летний период работы температура воды выше, чем в зимний. Летний период: ср. t=31 ⁰C, зимний: ср. t=22 ⁰C. Температура циркуляционной воды зависит от температуры окружающей среды. Но наибольшее влияние оказывает охлаждение воды в башенной градирне. Для охлаждения циркуляционной воды проектом, при строительстве ЛПЦ 3000, были предусмотрены две башенные пленочные градирни, но было выполнено строительство брызгальных градирен. При проведении эксплуатационных испытаний установлено, что среднее недоохлаждение воды градирней № 1 по сравнению с пленочной составляет – 5 ºС, а градирней № 2 – 7 ºС. Повышение температуры охлаждающей воды после 25 ºС на каждый градус снижает нагрузку ТГ на 0, 6%, т. е. + 26 ºС – 0, 6%; +27 ºС – 1, 2%; +28 ºС – 1, 8%. По факту, в период с мая по сентябрь, температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы турбин составляет 30 -38 ºС, т. е. эл. нагрузка на ТГ снижается до 8%. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 50

Паровая турбина. Конденсатор КП-1930 ММК им. Ильича Конденсаторы паровых турбин служат для создания вакуума в конце процесса расширения пара. Это увеличивает мощность и экономичность паротурбинных установок. отработавший пар отсос паровоздушной из турбины Конденсатор представляет собой смеси t = 35 -65°C теплообменник, в котором происходит превращение отработанного пара в конденсат путем охлаждения водой, проходящей по трубкам внутри конденсатора. При конденсации создается разряжение или вакуум. Способность конденсатора создавать вакуум, определяется его тепловой мощностью: отвод нагретой воды подвод охлаждающей воды (12 -38°С) вакуум 450 -720 мм. рт. ст. t = 35 -65°C конденсат пара Макет конденсатора Ключевым показателем характеризующим работу конденсатора турбины является вакуум © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 51

ММК им. Ильича Доменное дутье. Физика процессов при загрязнении конденсатора (I) Трубка конденсатора турбины В процессе эксплуатации поверхности теплообмена конденсатора подвергаются загрязнению, которые снижают эффективность работы конденсатора и турбины вцелом. Определим перерасходы пара при загрязнении трубок конденсатора изнутри карбонатными отложениями толщиной 1 мм (λ 1=0, 9 Вт/м*К) и тонкой масляной пленкой толщиной 0, 01 мм (λ 2=0, 11 Вт/м*К) мм снаружи. Наружные загрязнения (масляная пленка) Ø 19 х1 Коэффициент теплопередачи для каждой трубки Внутренние (карбонатные) отложения Где α 1 и α 2 – коэффициенты теплоотдачи со стороны пара и воды; s – толщина стенки трубки (1 мм); s 1, s 2 – толщина загрязнений (1 мм и 0, 01 мм); λ 1, λ 2 и λ– коэффициенты теплопроводности загрязнений и трубы. Для чистых трубок: Для загрязненных трубок: *Источник: Исаченко В. П. , Осипова В. А. , Сукомел А. С. – Теплопередача. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 52

Доменное дутье. Физика процессов при изменении уровня конденсата в конденсаторе Нижняя часть конденсатора с конденсатосборником конденсат уровень ММК им. Ильича © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 54

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 55

ММК им. Ильича «Расход тепла на выработку эл. энергии» , Гкал/к. Вт. ч. Расчет ZBB Для определения ZBB значения был проведен теоретический расчет показателя «Расход тепла на выработку 1 к. Вт. ч турбоагрегатами ст. № 1, 2, 3, 4 ТЭЦ-2» . Полученный результат сравнили с фактическим **, «Удельный расход тепла на выработку электроэнергии» производится ежемесячно, согласно Методике по расчету техникоэкономических показателей ТЭЦ-2, г. Харьков, 1986 г. , отражен в отчетной форме № 183, ТЭЦ-2. При теоретическом расчете была учтена сезонность и работа турбоагрегатов с Потбором и в конденсационном режиме. В зимний период: два ТГ в работе с П-отбором до 50 т/час, два ТГ в конденсационном режиме. В летний период: один ТГ с П-отбором, три ТГ в конденсационном режиме. кал/к. Вт. ч. «Расход тепла на Теоретический Фактический выработку эл. расчет энергии» , Гкал/к. Вт. ч. Отклонение Утвержденная норма на 2011 г. Минимально достигнутые значения для турбинной установки В зимний период 0, 003215 0, 003895 0, 000680 0, 003900 0, 003673 (ноябрь 2011 г. ) В летний период 0, 003316 0, 004089 0, 000773 0, 003900 0, 003919 (июнь 2011 г. ) © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 56

ММК им. Ильича «Расход тепла на выработку эл. энергии» , Гкал/к. Вт. ч. Расчет ZBB Теоретический расчет показателя «Расход тепла на выработку 1 к. Вт. ч. турбоагрегатами ст. № 1, 2, 3, 4 ТЭЦ-2» . В зависимости от режимов работы турбоагрегатов, необходимо рассматривать сезонный удельный расход тепла на выработку электроэнергии. В зимний период: два ТГ в работе с П-отбором до 50 т/час, два ТГ в конденсационном режиме. В летний период: один ТГ с П-отбором, три ТГ в конденсационном режиме. 1. Исходными данными для расчета являются номинальные параметры агрегата, согласно паспортным данным: - номинальная мощность – 12 000 к. Вт (в год 12000*8760 = 105 120 000 к. Вт. ч. ) - расход пара на турбину определяем по диаграмме режимов турбины ПТ-12 -35/10 М (при нагрузке 12 МВт, 50 т/ч – П-отбор, расход пара на турбину равен 95 т/час, в конд. режиме – 55 т/час) - расход конденсата ( с П-отбором: 95 -50 = 45 т/час, в конд. режиме: 55 т/час) - давление пара перед стопорным клапаном - 35 кгс/см 2 - температура пара перед стопорным клапаном – 435 град. С - давление пара П-отбора – 13 кгс/см 2 - температура пара П-отбора – 320 град. С - вакуум в конденсаторе при мощности 12 МВт – 91%. - давление в конденсаторе: 1 -0, 91=0, 09 кгс/см 2 2. Расход тепла на выработку электроэнергии турбоагрегатом определяем по формуле: Qэ = D 0*i 0 – Dотб. *iотб. – Gконд. *iконд. (Гкал) где: D 0, Dотб, Gконд - расход пара на турбину, расход пара в регулируемый отбор, расход конденсата (тн) i 0, iотб. , iконд. - энтальпия пара поступающего на турбину, пара отбора, конденсата определяем по В. М. Вукалович и др. «Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара» , соответственно 788, 9; 736, 9; 43, 41 ккал/кг или 0, 7889; 0, 7369; 0, 04341 Гкал/тн Qэ с отб. = 95*0, 7889 – 50*0, 7369 – 45*0, 04341 = 36, 15 Гкал/час или в год: 36, 15*8760 = 316674 Гкал © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 57

ММК им. Ильича «Расход тепла на выработку эл. энергии» , Гкал/к. Вт. ч. Расчет ZBB Qэ конд. = 55*0, 7889 – 55*0, 04341 = 41, 00 Гкал/час или в год: 41, 00*8760 = 359160 Гкал 3. Удельный расход тепла брутто турбиной (ккал/к. Вт. ч. ): g. ТГс отб. = Qэ*106/ЭВЫР. = 316674*106 /105120000 = 3012, 5 ккал/к. Вт. ч. или 0, 003013 Гкал/к. Вт. ч. g. ТГконд. = Qэ*106/ЭВЫР. = 359160*106 /105120000 = 3416, 7 ккал/к. Вт. ч. или 0, 003417 Гкал/к. Вт. ч. 4. Для зимнего периода: g. ТГ =[(0, 003013*2)+(0, 003417*2)]/4=0, 003215 Гкал/к. Вт. ч. 5. Для летнего периода: g. ТГ =[(0, 003013*1)+(0, 003417*3)]/4=0, 003316 Гкал/к. Вт. ч. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 58

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 59

ММК им. Ильича Удельный расход пара на производство электроэнергии. Бенчмаркинг 2013 г. Обозначения: ММКИ ТЭЦ-2 – ТЭЦ-2 ММК им. Ильича АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь АС ПЭВС – ПЭВС Азовсталь ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ ЗС – ТЭЦ Запорожсталь © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 60

ММК им. Ильича Себестоимость выработки электроэнергии без учета стоимости доменного и природного газа. Бенчмаркинг январь – ноябрь 2013 г. Обозначения: ММКИ ТЭЦ-1 – ТЭЦ-1 ММК им. Ильича ММКИ ТЭЦ-2 – ТЭЦ-2 ММК им. Ильича АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь АС ПЭВС – ПЭВС Азовсталь ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ ЗС – ТЭЦ Запорожсталь © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 61

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 62

ММК им. Ильича Предочищенная вода (ПОВ) Структура себестоимости предочищенной воды в 2013 г. , млн. грн. Всего 42, 74 Пар общий 45 атм 23, 94 Вода техническая 18, 6% Сжатый воздух 7, 8% Пар ППУ 3, 4% Электроэнергия Известь ОПР Амортизация Заработная плата 1, 09 0, 84 ТОи. Р Прочее Основной ресурс для производства предочищенной воды– пар общий © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 63 56%

ММК им. Ильича Химочищенная вода (ХОВ) Структура себестоимости химочищенной воды в 2013 г. , млн. грн. Всего 32, 83 Предочищенная вода 22, 36 Электроэнергия 68, 1% 8, 4% Соль 4, 6% Сжатый воздух 4% ТОи. Р ОПР Амортизация Заработная плата Прочее 0, 84 0, 48 Катионит Вода техническая Антрацит Основной ресурс для производства химочищенной воды– предочищенная вода © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 64

Технологическая схема ХВО-6 ММК им. Ильича Сухая известь В. У. К. гасилки ПОВ на взрыхление эл. эн. недопал о. ц. МНЛЗ раб. р-р извести известковый р-р промывка возду ПОВ х ПОВ на отмывку пар ППУ В. У. К. от ЦВС Осветлители ВТИ-400 И Мех. Фильтры ФОВ-3, 4 -0, 6 Баки ПОВ 2 я ст. ХОВ после 1 й ст. на отмывку солевой р-р В. У. К. соль 1 я ст. сброс воды в канцию сжатый воздух продувка Na- катионитные ф-ры катионит крепки й р-р извести о. ц. ТЭЦ -2 р-р соли 15 -20% В. У. К. – вода улучшенного качества, от цеха водоснабжения ППУ- паропреобразовательная установка ПОВ-предочищенная вода ХОВ-химочищенная вода © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены раб. р-р соли 10% на 1 ю ступень В. У. К. на ДА-1, 2 на ККЦ 65 повторный сол. р-р Баки ХОВ ≥ 56%

ММК им. Ильича «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ 400 И» , Расчет ZBB показателя «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ-400 И» , (Гкал/м 3). Значения показателя имеют сезонный характер, т. к. температура входящей технической воды в осветлитель выше в летний период. «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ-400 И» , Гкал/м 3 Теоретический расчет * Фактический расчет ** (ср. за 2011 г. ) Отклонение В зимний период 0, 0318 0, 0298 -0, 002 *** В летний период 0, 0105 0, 0179 0, 0074 * Приложение № 4. Теоретический расчет показателя «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ-400 И» , (Гкал/м 3) ** Фактический расчет выполнен по Методике расчета ТЭП ТЭЦ-2, г. Харьков, 1986 г. *** Объясняется температурой окружающей среды. График «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в осветлители ВТИ, 2011 г. » , «Анализ температуры технической воды, поступающей в осветлители ВТИ и температуры ПОВ на выходе, 2011 г. » . Октябрь, ноябрь 2011 г. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 66

ММК им. Ильича «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ 400 И» Расход тепла на подогрев технической воды, Гкал/м 3 поступающей в осветлители ВТИ, 2011 г. 0. 035 0, 0 0. 03 0. 025 0, 031 8 0, 02 7 0, 031 8 0. 031 0. 032 0, 0 31 0. 0257 0. 023 0, 02 0. 0208 0. 015 0. 012 0. 01 0. 026 0. 011 0, 010 5 0. 005 янв фев март апр май июн июл авг сент окт нояб дек © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены На графике показана зависимость расхода пара на подогрев воды в осветлителях ВТИ 400 И , в зависимости от сезонности работы, так как в зимний период температура входящей технической воды ниже, чем летом, поэтому необходимо большее количество пара. Также показано отклонение от нормы в течении года. 67 - летний период работы

ММК им. Ильича Анализ параметров процесса Контроль Внутренние Внешние Влияние Измеримые Неизмеримые - Параметры пара от ППУ (Расход, - Промывки водоподогревателя; T, P); - Количество выработанной предочищенной воды; - Температура воды после водоподогревателя; - Температура окружающей среды (сезонность); - Параметры технической воды (температура, жесткость, щелочность и др); © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 68

Принципиальная схема смешивающего водоподогревателя осветлителя ВТИ-400 И ММК им. Ильича Параметры пара от ППУ (T, P) Качество входящей воды (жесткость, щелочность и др) 1 пар ППУ 4 2 Вход технической воды Температура окружающей среды (сезонность) Выход технической воды Температура входящей воды дренаж ППУ- паропреобразовательная установка 1 – корпус 2 – барботажное усторойство 3 – перегородки 4 – воздушник © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 3 69

ММК им. Ильича Техпроце сс Диаграмма Исикавы Оборудов ание Вода 2 Осветлители Температура входящей воды Параметры пара от ППУ Температура 1 и давление Материал ы Температура исходящей воды Отклонения в работе Автомат. регулирование водоподогревателя подачи пара Паропровод Потери с продувкой к осветлителям Смеш. теплообменник 3 ТМЦ на содержание Вода от ЦВС качество ТМЦ жесткость щелочность сухой остаток наличие масел корозионно-акт. газы Квалификация опыт работы Температура окр. 1 среды сезонност ь уровень образования ПАТ Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ-400 И «Гкал/м 3» Точность измерения переодичность обслуживания тип ошибочные действия 1 Внешняя среда © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены Персонал 70 Способ измерения 2 3 - Приоритетно сть причины

ММК им. Ильича «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ 400 И» Анализ температуры технической воды, Гкал/м 3 поступающей в осветлители ВТИ и температуры ПОВ на выходе, 2011 г. 45 40 35 37 39 40 40 39 36 29 30 38 40 39 38 39 27 24 25 23 20 20 17 16 15 10 39 12 11 8 15 8 5 0 янв фев март апр май июн июл авг сент окт нояб дек t ПОВ © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 71 По технологии пар расходуется на подогрев технической воды, поступающей в осветлители ВТИ 400 И. Предварительный подогрев исходной воды способствует интенсификации химического процесса, снижению остаточной щелочности и улучшению выделения осадка в процессе известкования. Вода подогревается паром от ППУ до оптимальной температуры 40± 1 ⁰C, согласно ПТИ 227=122 -012002. Необходимо отметить сезонность tс. в. : зимний период tс. в. =11, 8 ⁰C, летний период tс. в. =23, 1⁰C. t ПОВ - на выходе из осветлителя t с. в. – на входе в осветлитель.

ММК им. Ильича № п/ п 1 2 Причина Мероприятия Тип мероприятия Мероприятие Перерасход тепла на Решить вопрос об автоматизации подогрев технической воды, работы осветлителей ВТИ-400 И с поступающей в осветлители. поддержанием температурного Инвестицион ные режима и нагрузки в соответствии с уровнем в баковом хозяйстве. Обнаружено загрязнение Произвести чистку внутренних поверхностей осветлителя поверхностей смешивающего Организацио водоподогревателя осветлителя во н ные время останова агрегата в резерв Неудовлетворительное Производить контроль за качеством качество запорной и регулирующей арматуры Организацин ное 3 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 72 Статус Выдать задание в ПКО Выполнять при необходимо сти в ППР При текущих и капитальны х ремонтах Ответствен ный Срок Будыка В. К. Отметка о выполнени и Включить в инвестици и 2015 г. Начальник 1 й кв. 2013 ХВО-6 г. Ровенский Постоянно С. А. Акты о неудовлетв орительно м качестве арматуры от 16. 11. 2012; 03. 12. 2012

ММК им. Ильича «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ 400 И» Процент влияния потерь на показатель «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ-400 И» нестабильные параметры пара от ППУ низкая температура входящей воды сезонность (t окр. среды) химическими показ. воды от ЦВС нестабильной работой оборудования неучтенные потери 15% 5% 40% 10% 20% © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 73

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 74

ММК им. Ильича Технологическая схема циркуляции воды в оборотном цикле ТЭЦ-2 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ЦИРКУЛЯЦИИ ОБОРОТНОЙ ВОДЫ В ЦЕХЕ БГ – башенная градирня ЦЭН – циркуляционный насос, ст. № 1÷ 6 ЗУ – захолаживающая установка, ст. № 1, 2, 3. Технологическая схема циркуляции воды в оборотном цикле ТЭЦ-2 ЦЭН конденсатор турбины, ст. № 1÷ 4 самотечный канал ЦЭН конденсатор ЗУ Воздухоохладитель генератора № 1÷ 4 Тех. вода после охлаждения оборудования Подпитка (ПЭНов) об/ц маслоохла дитель © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 75 БГ № 1 БГ № 2

ММК им. Ильича Анализ оборотного цикла ТЭЦ-2 Таблица № 1 – Технические характеристики градирен ТЭЦ-2 № Наименование показателя п/п 1 Единицы измерения Тип Таблица № 2 - Техническая характеристика об. цикла ТЭЦ-2 Значение брызгальна я 2 Производительность м 3 /час 11 200 3 Площадь орошения м 2 1 600 4 Плотность орошения м 3 /м 2·час 7, 0 5 Средний напор воды перед соплами м 6 Глубина воды в водосборном бассейне м 2, 1 Действующая высота вытяжной башни м 52 8 Диаметр подводящих водов мм Диаметр выходного отверстия разбрызгивающих форсунок мм 25 10 Проектное количество форсунок шт 1 164 11 Температурный перепад градирни ⁰C 8 -10 Объем системы 1 000 9 Наименование параметра 6 7 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 77 Расход циркуляционной воды Температура охлаждающей воды, не более Источник подпиточной воды Единицы измерени я Значение м 3 12 000 м 3 /час 11 200 ⁰C 34 - ХВО-6 предочищенная вода ЦВС тех. вода Расход подпиточной воды м 3 /час Тип материалов системы 290, в том числе: 110 – ПОВ; 180 – тех. вода - Углеродистая сталь

ММК им. Ильича Анализ оборотного цикла ТЭЦ-2 Таблица № 3 – Химический состав подпиточной Башенные градирни ТЭЦ-2. воды Наименование параметра Единицы измерения По инициативе комбината была построена брызгалтная градирня. Проектом, выполненным Укргипромезом, предусматривалось строительство башенной пленочной градирни в соответствии с типовым проектом серии БГ-160070 -5 Ленинградского отделения ТЭП. Строительство брызгальной градирни выполнено по инициативе комбината по чертежам общественного конструкторского бюро треста «Азовстальстрой» . Причем изменение конструкции градирни не согласовывалось с авторами типового проекта и Укргипромезом. Изменение конструкции градирни было обнаружено при ознакомлении с объектом. Замена пленочного оросителя брызгальным приводит значительному ухудшению охладительного эффекта градирни Значение параметра ПОВ Тех. вода p. H Ед. p. H 10, 2 -10, 8 - Солесодержание мг/дм 3 1 800 2 000 -2 500 мг-экв/дм 3 8 -10 7, 9 мг/дм 3 9 -11 16 -17 Щелочность по ф. ф. мг-экв/дм 3 0, 2 -0, 8 0 -0, 4 Щелочность общая мг-экв/дм 3 до 1, 0 5, 0 Хлориды мг/дм 3 260 Сульфаты мг/дм 3 800 -900 900 -1 200 Взвешенные вещества мг/дм 3 до 10 5 Жесткость кальциевая Жесткость общая © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 78

ММК им. Ильича Анализ оборотного цикла ТЭЦ-2 Расчетная производительность градирни по воде составляет 11 200 м 3 /час вместо 9 000 м 3 /час, предусмотренных проектом Укргипромеза для пленочной градирни. Снижение расчетной производительности (капельной) градирни до необходимой (предусмотренной проектом) приведет к понижению давления перед форсунками и, соответственно, укрупнению структуры капельного потока, что совместно с конструктивно несовершенным брызгальным оросительным устройством усугубляет неэффективную работу градирни. Согласно техническому отчету о пусконаладочных работах оборотного цикла водоснабжения 1 й очереди ТУЭС мет. комбината им. Ильича. г. Харьков, 1986 г. Проведение испытаний и их результаты. После сравнения полученных значений температуры охлажденной воды показывает, что при всех равных условиях градирня № 1 охлаждает воду примерно на 2⁰C лучше, чем градирня № 2. среднее недоохлаждение воды градирней № 1 по сравнению с пленочной градирней составляет 5⁰C, а градирней № 2 – соответственно 7⁰C. При этом нужно учитывать, что гидравлическая нагрузка каждой градирни составила 50% от расчетной. Увеличение расхода воды на градирню до расчетного значения 11 000 м 3 /час , приведет к существенному ухудшению охладительного эффекта каждой градирни. Согласно техническому отчету о эксплуатационных испытаниях башенных градирен № 1 и № 2 ТЭЦ-2 Ждановского мет. комбината им. Ильича. г. Харьков, 1987 г. Мероприятия. Необходимо рассмотреть коммерческие предложения по реконструкции башенных градирен, т. е. перевод из капельного в пленочный тип охлаждения. © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 79

ММК им. Ильича Статистика Расход воды для подпитки оборотного цикла ТЭЦ-2 в 2013 г. м 3 300, 000 250, 000 200, 000 150, 000 100, 000 211, 955 212, 920 194, 620 140, 090 50, 000 235, 030 239, 328 194, 480 177, 644 125, 210 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены рь яб се нт гу ст ав ль ию нь ию й ма ль ап ре рт ма ал ь вр фе ян ва рь - 80

ММК им. Ильича тыс. м 3 Статистика Расход воды оборотного цикла ТЭЦ-2 в 2013 г. 10000. 0 9000. 0 8000. 0 7000. 0 6000. 0 5000. 0 8649. 0 4000. 0 9334. 8 9259. 2 7799. 4 7749. 0 6964. 2 3000. 0 7729. 2 8280. 0 6791. 4 2000. 0 1000. 0 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены рь яб се нт гу ст ав ль ию нь ию й ма ль ап ре рт ма ал ь вр фе ян ва рь 0. 0 81 Расчет значения охлаждающей воды в об/ц, перекачиваемое циркуляционными насосами, производится по методике косвенным методом, согласно данных ГЩУ и паспортных данных циркуляционных насосов Д-3200 -33 -2.

Содержание ММК им. Ильича 1. 1 Описание технологии 1. 2 Определение приоритетов 1. 3 Дерево КПЭ 2. 1 Пар котельный 2. 1. 2 КПЭ «доля природного газа в смеси» 2. 1. 2 Расчет ZBB «доля природного газа в смеси» 2. 1. 3 Пар котельный. Бенчмаркинг 2. 2 Выработка электроэнергии 2. 2. 1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии 2. 2. 1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии» 2. 2. 2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг 2. 3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода 2. 4 Оборотный цикл ТЭЦ-2 2. 5 Расход электроэнергии на собственные нужды © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 82

Расход электроэнергии на собственные нужды (ЭЭ на с/н) ММК им. Ильича Динамика расхода ЭЭ по месяцам 2013 г, млн. к. Вт*ч 240 500 220 400 200 300 180 200 Подача, м 3/ч ПЭН, к. Вт 160 100 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Мощность ЦЭН, к. Вт Питательная вода м 3/ч Зависимость расхода ЭЭ на ПЭН от производства по месяцам 2013 г 9 10 11 12 20 200 18 Генерация, МВт ЦЭН, к. Вт 16 100 0 Мощность ЦЭН, к. Вт Мощность генераторов, МВт 300 22 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 8, 2 8, 0 7, 8 7, 6 1 400 24 8, 4 0, 0 Зависимость расхода ЭЭ на выработку ЭЭ от производства по месяцам 2013 г 26 8, 6 10 11 12 83 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1. Расход ЭЭ на с/н является сезонным: максимум приходится на летние месяцы; 2. Показатель слабо зависит от производства продукции и имеет зависимость от количества работающего оборудования

ММК им. Ильича Приложение № 1 Теоретический расчет показателя: «Расход извести на выработку предочищенной воды» , (г/м 3). Расход извести ( в пересчете на 100%-ный Са. О ) на выработку 1 м 3 исходной воды рассчитывается по формуле (Методика расчета расхода реагентов для ВПУ, Москва, 1989 г. , п. 1. 2. , стр. 7): РСа. О = 28*( Щобщ. + Мg/2 + СО 2 + Fe + Ук + 0, 4 ), г/м 3 где: Щобщ. - щелочность общая – 4, 5 г-экв. /м 3; Мg - содержание магния - 6, 0 г-экв/м 3; СО 2 - содержание углекислоты – отсутствует Fe - содержание железа - 0, 2 г-экв/м 3; Ук - удельный расход коагулянта - не вводится; 0, 4 - избыток Са. О в осветленной воде (Правила устройства и технической эксплуатации ВПУ, Харьков, 1999 г. , п. 5. 3. 12, стр. 55) 28 - эквивалентная масса Са. О РСа. О = 28* ( 4, 5 + 6, 0/2 +0 +0, 2 +0+0, 4 ) = 227 г/м 3 Расход товарной извести на выработку 1 м 3 исходной воды: ТРСа. О = РСа. О*100/И, г/м 3 где: И - содержание Са. О в товарном продукте по сертификату – не менее 94% ТРСа. О = 227*100/94 = 242 г/м 3 или 0, 242 кг/м 3 Примечание: по данным таблицы 1, стр. 11 методики удельный расход извести в пересчете на 100%-ный продукт для предочистки ХВО-6 составляет 240 г/м 3 (данные 1989 г. ). © ООО «МЕТИНВЕСТ ХОЛДИНГ» , 2006 -2014. Все права защищены 85