Báo cáo Thực tập nhà máy nhiệt điện Phả Lại - Tháng 12/2011

tán Distributed Control System (DCS) tự động 100%. Đây là một công nghệ điều khiển mới có độ tin cậy cao, tiên tiến và hiện đại.Thiết bị chính chủ yếu của các nước G7. + Tua bin hơi nước kiểu 270T-422/423: là tuabin xung lực ngưng hơi thuần tuý, với công suất định mức 300 MW dùng để trực tiếp quay máy phát điện kiểu 290T-422/423 được làm mát bằng hydro với thiết bị kích thích tĩnh. Tua bin được tính toán để làm việc với các thông số định mức sau: Công suất: 300 MW. Số vòng quay: 3 000 vòng/phút. Áp lực hơi mới trước van stop chính: 169 kg/cm2. Nhiệt độ hơi mới trước van stop chính: 538 oC. Lưu lượng hơi mới: 921,763 tấn/h (256,045 kg/s). Áp lực hơi trước van stop tái nhiệt: 43 kg/cm2. Nhiệt độ hơi trước van stop tái nhiệt: 538 oC. Lưu lượng hơi tái nhiệt: 817,543 tấn/h (227,095 kg/s). Áp lực hơi thoát: 51,3 mmHg. Nhiệt độ hơi thoát: 38 oC + Lò hơi: - Kiểu: Than phun, có QNTG, ngọn lửa chữ W Các thông số kỹ thuật cơ bản: TT Đại Lượng Đơn vị Trị số BMCR RO 1 Lưu lượng hơi quá nhiệt Kg/s 256 243 2 Áp suất hơi bão hoà trong bao hơi Kg/cm2 189,4 187,5 3 Nhiệt độ hơi bão hoà oC 360 359 4 Áp suất hơi quá nhiệt Kg/cm2 174,6 174,1 5 Nhiệt độ hơi quá nhiệt oC 541 541 6 Lưu lượng hơi quá nhiệt trung gian Tấn/h 814,86 776,9 7 Áp suất hơi vào quá nhiệt trung gian Kg/cm2 44,81 42,81 8 Nhiệt độ hơi vào bộ quá nhiệt trung gian oC 348,1 344,1 9 Áp suất hơi ra quá nhiệt trung gian Kg/cm2 42,71 40,71 10 Nhiệt độ hơi ra bộ quá nhiệt trung gian oC 541 541 11 Áp suất nước cấp vào bộ hâm nước Kg/cm2 192,8 190,7 12 Nhiệt độ nước cấp vào bộ hâm nước oC 262 259 13 Nhiệt độ nước cấp ra khỏi bộ hâm nước oC 291 288 14 Lượng tiêu hao nhiên liêu Kg/h 131119 125257 15 Tổng các tổn thất % 11,63 11,5 16 Hiệu suất lò % 88,37 88,5 + Máy phát: - Kiểu: 290T 422/423 - Công suất: 300MW - Tấn số: 50 Hz - Hệ số công suất: 0,85 Công suất của máy phát phụ thuộc vào áp lực của khí H2 vào làm mát máy phát (Với độ tinh khiết của khí H2 là 98%) Áp suất khí H2 (kG/cm2): 4,2 3,3 2,1 Công suất máy phát (MW): 396 356 277 Dòng điện Stato (A): 12033 10829 8423 Điện áp Stato (V): 19000 19000 19000 Dòng điện Rôto (A): 1783 1616 1372 Điện áp Rôto (V): 750 750 750 Sơ đồ nguyên lý Nhà máy Nhiệt điện (sơ đồ khối, nguyên lý hoạt động) * Nguyên lý hoạt động Hơi từ bao hơi (hơi bão hoà) đi vào bộ quá nhiệt. Bộ quá nhiệt có tác dụng gia nhiệt cho hơi tạo thành hơi quá nhiệt. Trong bộ phận này có đặt xen kẽ các bộ giảm ôn tạo cho hơi quá nhiệt có thông số ổn định (nhiệt độ 5400C, áp suất 100 ata).Hơi quá nhiệt đi qua van Stop sau đó được phân phối vào tuabin qua hệ thống 4 van điều chỉnh.Hơi vào tuabin có thông số 5350C, áp suất 90ata.Sau khi sinh công trong tuabin cao áp hơi đi vào tuabin hạ áp qua hai đường.Tuabin hạ áp có cấu tạo loe về 2 phía.Hơi sau khi giãn nở sinh công xong hơi được dẫn về bình ngưng Hơi về bình ngưng phải đảm bảo thông số hơi là 540C, áp suất 0,062ata. Sau khi qua bình ngưng hơi đã biến hoàn toàn thành nước.Nước này sẽ được hệ thống 2 bơm ngưng tạo áp lực bơm vào đường ống nước sạch.Nước đi qua bộ gia nhiệt hơi chèn PC50 để tận dụng nhiệt của hơi chèn.Sau đó nước được gia nhiệt bởi 5 bộ gia nhiệt hạ áp.Khi qua gia nhiệt hạ áp nước đi vào đài khử khí để khử hết lượng khí lẫn vào trong nước và qua 3 bơm cấp đi vào gia nhiệt cao áp.Sau khi đi qua 3 bộ gia nhiệt cao áp nước vào đài cấp nước và tới bình ngưng phụ. Sau đó nước được phun vào bao hơi theo chiều từ trên xuống để rửa hơi. Sau khi vào bao hơi nước theo đường nước xuống và biến thành hơi trong đường ống sinh hơi lên bao hơi qua các phin lọc , hơi lên bộ quá nhiệt tạo thành một chu trình khép kín. 1.3. Tìm hiểu về các loại công suất trong nhà máy nhiệt điện Phả Lại: + Dây chuyền I : Công suất thiết kế: 440MW gồm 4 tổ Tuốc bin - máy phát và 8 lò hơi theo khối 2 lò-1 máy, mỗi tổ máy có công suất 110 MW Công suất phát: 90-105MW/tm (Đạt 82% - 95%) + Dây chuyền II : Công suất thiết kế: 600MW gồm 2 tổ hợp lò hơi-tuốc bin-máy phát, công suất mỗi tổ máy 300MW. Công suất phát: 290-295MW/tm (Đạt 96% - 98%) Tính đến cuối năm 2007, tổng sản lượng phát lên lưới: 66.202.264 MWh CÁC THÔNG SỐ KỸ THUẬT CỦA TỔ MÁY PHỤC VỤ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NĂM 2011 ĐẾN 2015 1. Công suất tác dụng theo thiết kế của tổ máy - Dây chuyền 1 : 110 MW/1tổ máy - Dây chuyền 2 : 300 MW/1tổ máy 2. Công suất tác dụng cực đại của tổ máy - Dây chuyền 1 : 110 MW/1tổ máy - Dây chuyền 2 : 300 MW/1tổ máy. 3. Công suất tác dụng cực tiểu của tổ máy - Dây chuyền 1 : 37 MW/1tổ máy - 1lò - Dây chuyền 2 : 220 MW/1tổ máy 4. Tốc độ tăng công suất tối đa của tổ máy - Dây chuyền 1 : 3 MW/phút - Dây chuyền 2 : 3 MW/phút 5. Tốc độ giảm công suất tối đa của tổ máy - Dây chuyền 1 : 3 MW/phút - Dây chuyền 2 : 3 MW/phút 1.4. Xây dựng đồ thị phụ tải một ngày điển hình của nhà máy Số liệu được cung cấp : Công Bố 1 Huy Động 2 Thực Hiện 3 Được Tính 4 Giờ 1 505 505 460,4 460,4 Giờ 2 505 505 459,2 459,2 Giờ 3 505 505 456,5 456,5 Giờ 4 505 505 456,4 456,4 Giờ 5 505 505 454,2 454,2 Giờ 6 505 505 453 453 Giờ 7 505 505 457,9 457,9 Giờ 8 505 505 456,9 456,9 Giờ 9 505 505 458,3 458,3 Giờ 10 505 505 456,6 456,6 Giờ 11 505 505 459,4 459,4 Giờ 12 505 505 457,4 457,4 Giờ 13 505 505 457,6 457,6 Giờ 14 505 505 459 459 Giờ 15 505 505 460,5 460,5 Giờ 16 505 505 461,6 463,8 Giờ 17 505 505 483,8 494,3 Giờ 18 505 505 493,7 500,2 Giờ 19 505 505 492 496,9 Giờ 20 505 505 456,7 456,7 Giờ 21 505 505 452,3 452,3 Giờ 22 505 505 448,5 448,5 Giờ 23 505 505 450 450 Giờ 24 505 505 452,5 452,5 Từ đồ thị phụ tải ta có thể thấy phụ tải của nhà máy có sự gia tăng đột biến trong khoảng thời gian là từ 16 h đến 21h cùng ngày . còn lại trong các khung giờ khác thì phụ tải của nhà máy có được sự ổn định khá đồng đều . 1.5.Vị trí làm việc của nhà máy trong đồ thị phụ tải hệ thống Dưới đây là đồ thì phụ tải vào mùa mưa trong một ngày .vào mùa mưa thì do lưu lượng nước về các hồ chứa thủy điện có sự gia tăng rất lớn nên cần phải để cho các nhà máy thủy điện chạy với công suất rất cao , thậm chí còn phải xả tràn. Nên do đó các nhà máy nhiệt điện nói chung và nhà máy nhiệt điện Phả Lại nói riêng dẽ được phần bổ cho chạy ở phần giữa của đồ thị phụ tải .và trong giai đoạn này thì các nhà máy nhiệt điện có thể tranh thủ để sửa chữa và duy tu lại các máy móc nhà xưởng để chuẩn bị cho việc phát điện cho giai đoạn sau của năm . Cơ cấu của các loại nhà máy điện trong hệ thống vào mùa mưa Còn về mùa khô thì do là các nhà máy thủy điện phải tích nước dự trữ cho sản xuất nông nghiệp nên công suất phát của các nhà máy thủy điện chỉ có thể duy trì ở trên đỉnh của đò thì phụ tải . còn đối với các nhà máy nhiệt điện thì đây chính là khoảng thời giàn phát điện với công suất lơn nhất có thể để đảm bảo đc lượng điện cung cấp cho các phụ tải .cho nên vị trí làm việc của các nhà máy nhiệt trong thời gian này là nằm ở phía dưới của đồ thì phụ tải , tức là đóng vài trò chạy nền tròn đồ thị phụ tải . Cơ cấu của các loại nhà máy điện trong hệ thống vào mùa khô 1..6/ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT TRONG NHÀ MÁY 1.6.1/ Các chỉ tiêu kỹ thuật: 1.6.1.1/ Suất tiêu hao than tiêu chuẩn kỹ thuật ngày cho từng khối: (g/kWh) Trong đó: : Suất tiêu hao than tiêu chuẩn kỹ thuật ngày của khối. : Suất tiêu hao nhiệt của tua bin, xác định bằng thí nghiệm và tính toán :Hiệu suất truyền tải nhiệt chọn theo thí nghiệm thực tế = 0,97 : Hiệu suất thô trung bình trong ngày của lò A và lò B (Hiệu suất lò A hoặc lò B được xác định theo 3.4 phần sau) được tính gia quyền theo thời gian vận hành: Trong đó: : Hiệu suất vận hành thô trung bình của 2 lò trong ngày. và là thời gian vận hành trong ngày của lò A và lò B (giờ). : Hiệu suất vận hành thô trong ngày của lò A : Hiệu suất vận hành thô trong ngày của lò B 7: Hệ số qui đổi về than tiêu chuẩn (Qttc = 7000 kcal/kg) Suất tiêu hao than tiêu chuẩn kỹ thuật ngày của Dây chuyền 1 được xác định như sau: = (g/kWh) Trong đó: : Suất tiêu hao than tiêu chuẩn kỹ thuật ngày của Dây chuyền. : Công suất trung bình trong ngày của khối K K: Thứ tự khối ( K = 1-4) : Suất tiêu hao than tiêu chuẩn kỹ thuật ngày của khối K 1.6.1.2/ Suất hao than tiêu chuẩn ngày của Dây chuyền 1: a) Ảnh hưởng của số lần khởi động lò (Từ trạng thái nóng hoặc lạnh) làm tăng suất tiêu hao than. Do đó khi tính toán suất hao than phải cộng thêm : (g/kWh) Trong đó: Lượng than do khởi động lò, máy trong ngày được xác định: = n: Số lần khởi động lò trong ngày m: Số lần khởi động máy trong ngày : Khối lượng than tiêu chuẩn tiêu hao cho một lần khởi động lò ở trạng thái nóng hoặc trạng thái lạnh : Khối lượng than tiêu chuẩn tiêu hao cho một lần khởi động máy ở trạng thái nóng hoặc trạng thái lạnh. * Đối với lò: = 16 tấn/ 1 lần lạnh = 10 tấn/ 1 lần nóng * Đối với Máy: = 2/3 : Sản lượng điện năng phát trong ngày của Dây chuyền. b) Ảnh hưởng của việc trích hơi cho các khâu tự dùng nên cộng thêm lượng . Suất tiêu hao than tiêu chuẩn cho tự dùng được xác định như sau: (g/kWh) (5-3) Trong đó: : Tổng công suất trung bình các máy trong ngày. : suất tiêu hao than tiêu chuẩn trung bình để sản suất hơi quá nhiệt của các lò khối 1 và khối 2(= 0,106 kgthan/kghơi) Lưu lượng hơi qua POY (đối với khối 1 và khối 2): DPOY (T/h): Lấy theo phương thức vận hành: Khi nhà máy vận hành 1-2 (lò): 8 T/h; Nếu phương thức vận hành thêm 1 lò + 1máy thì DPOY cộng thêm 3,3T/h. c) Suất tiêu hao than tiêu chuẩn còn phụ thuộc vào hệ số dung sai giữa tính toán và thực tế, thường được gọi là hệ số quản lý, ký hiệu là Kql được qui định cho từng nhà máy. Đối với Công ty Cổ phần nhiệt điện Phả Lại Kql được chọn: Kql = 1,010 ÷ 1,025 d) Suất hao than tiêu chuẩn ngày của Dây chuyền được xác định như sau: (g/kWh) Trong đó: btc: suất hao than tiêu chuẩn ngày của Dây chuyền 1 : Suất hao than tiêu chuẩn kỹ thuật ngày của Dây chuyền 1 Kql: Hệ số quản lý ΔbKĐ; Δbtd : Suất hao than tiêu chuẩn cho khởi động và tự dùng e) Khối lượng than tiêu chuẩn của Dây chuyền 1 hàng ngày : Btc = btc. = btc(E1+E2+E3+E4) Trong đó: Btc: Khối lượng than tiêu chuẩn hàng ngày của toàn dây chuyền EK: Sản lượng điện phát ra trong ngày của khối K f) Khối lượng than tiêu chuẩn và suất hao than tiêu chuẩn tháng của Dây chuyền 1 được xác định như sau: BTC = ΣBtc bTC = (g/kWh) Trong đó: BTC: Khối lượng than tiêu chuẩn tháng của toàn Dây chuyền; ΣBtc : Tổng khối lượng than tiêu chuẩn các ngày trong tháng; bTC: Suất hao than tiêu chuẩn tháng của Dây chuyền; E: Sản lượng điện năng trong tháng của Dây chuyền. g) Suất hao than thiên nhiên và khối lượng than thiên nhiên hàng ngày của toàn Dây chuyền được xác định như sau: ( g/ kWh) Trong đó: : Nhiệt trị thấp làm việc của than đốt lò; btn: Suất hao than thiên nhiên hàng ngày của Dây chuyền; Btn: Khối lượng than thiên nhiên hàng ngày của Dây chuyền; E: Sản lượng điện phát ra trong ngày của toàn Dây chuyền; Btc: Khối lượng than tiêu chuẩn hàng ngày của toàn Dây chuyền. h) Khối lượng than thiên nhiên và suất hao than thiên nhiên tháng của Dây chuyền: BTN = ΣBtn bTN = Trong đó: BTN: Khối lượng than thiên nhiên tháng của Dây chuyền; bTN: Suất hao than thiên nhiên tháng của Dây chuyền; ΣBtn: Tổng khối lượng than thiên nhiên các ngày trong tháng; E: Tổng sản lượng điện phát ra trong tháng của Dây chuyền. 1.6.1.3/ Suất hao than tiêu chuẩn chung cho Dây chuyền 2: (g/kwh) Trong đó: : Tổng lượng than đốt thiên nhiên của lò 5 và lò 6 trong ngày (Số liệu lấy trên cân than theo báo cáo của phân xưởng Vận hành 2). : Sản lượng điện năng phát trong ngày của khối 5 và khối 6 (Số liệu theo công tơ ). : Nhiệt trị thấp làm việc của than đốt lò hàng ngày (Số liệu do Tổ thí nghiệm hoá phân xưởng Vận hành 2 lấy mẫu, thí nghiệm và báo cáo). 7000 : Nhiệt trị thấp làm việc của than tiêu chuẩn. (kcal/kg). Khối lượng than tiêu chuẩn hàng tháng của dây chuyền 2 : = btc. Suất hao than thiên nhiên Dây chuyền 2: btn = (g/kwh) Trong đó: : Tổng khối lượng than tiêu chuẩn tiêu thụ tháng : Tổng khối lượng than thiên nhiên tiêu thụ tháng : Tổng sản lượng điện năng phát trong tháng của Dây chuyền 2 1.6.1.4/ Suất tiêu hao dầu đốt kèm cho sản xuất điện năng: Tổng lượng dầu đốt trong tháng của Dây chuyền: Căn cứ vào thời gian đốt dầu của từng lò; Căn cứ vào mức dầu trong bể vận hành. Từ đó đưa ra số lượng dầu đốt cho từng hạng mục trong tháng cho chuẩn xác. Lượng dầu đốt không tính vào dầu kèm khi: Ngừng lò sửa chữa theo kế hoạch (Đại tu, trung tu); Khởi động tổ máy, thí nghiệm và sửa chữa các khiếm khuyết sau kỳ Đại tu & trung tu. Lượng dầu đốt được tính vào dầu kèm khi: Ngoài lượng dầu đốt không tính vào dầu kèm nêu phần trên thì lượng dầu đốt cho các trường hợp khác đều phải tính vào suất dầu kèm Suất tiêu hao dầu đốt kèm của Dây chuyền 1 trong tháng : (g/kWh) Trong đó: : Suất tiêu hao dầu đốt kèm trong tháng của Dây chuyền . : Tổng lượng dầu đốt kèm trong tháng : Tổng sản lượng điện phát ra trong tháng của toàn Dây chuyền Suất tiêu hao dầu đốt kèm của Dây chuyền 2 trong tháng: (g/kWh) Trong đó: : Suất tiêu hao dầu đốt kèm trong tháng của Dây chuyền. : Tổng lượng dầu đốt kèm trong tháng : Tổng sản lượng điện phát ra trong tháng của Dây chuyền 1.6.2/ Các loại chi phí trong nhà máy nhiệt điện Phả Lại: Trong quá trình vận hành nhà máy nhiệt điện Phả Lại, có phát sinh những loại chi phí sau: Chi phí nhiên liệu Chi phí khởi động Chi phí vận hành bảo dưỡng O&M Chi phí chạy không tải Chi phí khác 1.6.2.1/ Chi phí nhiên liệu: Gía than:550đ/tấn. Chi phí than được tính bằng khối lượng than thiên nhiên trong tháng của dây chuyền nhân với giá than. Các loại chi phí nhiên liệu được cung cấp qua số liệu thực tế của nhà máy như sau: * Bảng 1: Từ năm 2009 đến 2011: Diễn giải Thực hiện năm 2009 Kế hoạch năm 2010 TH 8 tháng năm 2010 Ước TH năm 2010 Kế hoạch năm 2011 1 2 3 4 5 6 1 - Nhiên liệu 1,791,260.12 1,955,143.04 1,517,800.51 2,172,081.54 2,084,997.07 Than 1,706,666.6 1,838,927.86 1,416,874.84 2,041,381.28 1,960,052.25 Dầu DO - - Dầu FO 84,593.5 116,215.18 100,925.67 130,700.26 124,944.81 Khí đốt - Khác - 2.Vật liệu phụ 21,175.50 33,593.54 14,549.49 22,812.38 35,206.70 Dầu tua bin 985.5 1,290.39 878.51 1,377.42 1,290.39 Dầu máy biến thế - 39.94 - - 39.94 Dầu mỡ bôi trơn 429.3 7,808.20 417.54 654.67 8,198.61 Hóa chất dùng SX 6,224.3 8,554.37 3,794.78 5,949.89 8,982.09 Nước công nghiệp - - - Bi nghiền 13,333.4 12,717.33 9,285.32 14,558.61 13,353.20 Khác (Dầu Diezel + Xăng A92...) 203.0 3,183.30 173.34 271.79 3,342.46 * Bảng 2: Kế hoạch từ 2012 đến 2015: Diễn giải KH năm 2012 KH năm 2013 KH năm 2014 KH năm 2015 1 2 3 4 5 1- Nhiên liệu 2076868.596 2124025.934 1941401.985 2088497.562 Than 1953285.685 1997450.633 1825617.025 1963110.407 Dầu DO Dầu FO 123582.9105 126575.3007 115784.9595 125387.1545 Khí đốt Khác 2.Vật liệu phụ 35234.19731 39387.37004 40176.45645 42537.82916 Dầu tua bin 1354.914342 1422.660059 1493.793062 1568.482715 Dầu máy biến thế 41.93733667 44.03420351 46.23591368 48.54770936 Dầu mỡ bôi trơn 8608.543174 9038.970332 9490.918849 9965.464791 Hóa chất dùng trong SX 9431.197626 9902.757507 10397.89538 10917.79015 Nước công nghiệp Bi nghiền 12455.14489 15636.48799 15405.1533 16695.08385 Khác (Dầu Diezel + Xăng A92...) 3342.459944 3342.459944 3342.459944 3342.459944 Đơn vị tính: triệu đồng 1.6.2.2/ Chi phí khởi động: Chi phí khởi động: TT Trạng thái khởi động Số giờ KĐ (giờ) Số lượng dầu FO (tấn) Giá dầu FO (đ/tấn) Điện khởi động 1giờ (kWh) Đơn giá điện khởi động (đ/kWh) Chi phí khởi động (đ/lần) 1 Dây chuyền 1 1,670,121,901.35 1 lò + 1máy từ trạng thái lạnh 5 30 13,069,000 3,332.53 895.00 406,983,071.75 1 lò + 1máy từ trạng thái ấm 4 25 13,069,000 3,332.53 895.00 338,655,457.40 1 lò + 1máy từ trạng thái nóng 3 20 13,069,000 3,332.53 895.00 270,327,843.05 1 lò từ TT lạnh 4 20 13,069,000 3,332.53 895.00 273,310,457.40 1 lò từ TT ấm 3 16 13,069,000 3,332.53 895.00 218,051,843.05 1 lò từ TT nóng 2 12 13,069,000 3,332.53 895.00 162,793,228.70 2 Dây chuyền 2 7,763,957,215.00 Trạng thái lạnh 30 268 13,069,000 14,376.95 895.00 3,888,513,107.50 Trạng thái ấm 18 160 13,069,000 14,376.95 895.00 2,322,652,664.50 Trạng thái nóng 12 107 13,069,000 14,376.95 895.00 1,552,791,443.00 Tổng cộng 9,434,079,116.35 1.6.2.3/ Chi phí vận hành bảo dưỡng (O & M): Chi phí vận hành bảo dưỡng (O & M): - Đại tu: + Lò hơi và TBP: ≤ 90 ngày/ lò + Tua bin, máy phát và TBP: ≤ 75 ngày/ tm - Trung tu: Không vượt quá 40% thời gian ngừng để đại tu - Các thiết bị, công trình khác: Tùy thuộc tình trạng thiết bị * Từ năm 2009 đến 2011: Diễn giải Thực hiện năm 2009 Kế hoạch năm 2010 TH 8 tháng năm 2010 Ước TH năm 2010 Kế hoạch năm 2011 - Chi phí sửa chữa TSCĐ 281,942.34 450,372.77 304,889.13 405,723.90 519,174.37 - Sửa chữa lớn 182,350.85 350,000.00 233,280.00 280,000.00 380,000.00 + Tự làm - + Thuê làm 182,350.85 350,000.00 233,280.00 280,000.00 380,000.00 - Sửa chữa thườngxuyên 99,591.48 100,372.77 71,609.13 125,723.90 139,174.37 + Vật liệu 59,846.09 65,100.00 41,867.10 65,100.00 68,400.00 + Nhân công - - + CP khác 415.93 623.90 70,774.37 + Thuê ngoài 39,745.39 35,272.77 29,326.10 60,000.00 * KH từ năm 2012 đến 2015: Diễn giải KH năm 2012 KH năm 2013 KH năm 2014 KH năm 2015 - Chi phí sửa chữa TSCĐ 562908.3763 577769.106 446119.772 403870.5593 - Sửa chữa lớn 420000 430000 300000 250000 + Tự làm + Thuê làm 420000 430000 300000 250000 - Sửa chữa thường xuyên 142908.3763 147769.106 146119.7723 153870.5593 + Vật liệu 71820 75411 79181.55 83140.6275 + Nhân công + CP khác 71088.3763 72358.10602 66938.22226 70729.9318 + Thuê ngoài 1.6.2.4/ Chi phí khác: Các lại chi phí khác Diễn giải Thực hiện năm 2009 Kế hoạch năm 2010 TH 8 tháng năm 2010 Ước TH năm 2010 Kế hoạch năm 2011 1.Chi phí sản xuất chung 1,202,948.74 1,317,663.98 893,527.31 1,265,658.03 1,273,175.16 - CP nhân viên phân xưởng 8,259.41 26,035.05 5,890.40 23,790.41 27,960.11 + Lương nhân viên 7,310.70 24,299.55 4,890.48 22,064.88 26,000.61 + BHXH,BHYT,KPCD 948.71 1,735.50 999.92 1,725.53 1,959.50 - Vật liệu phân xưởng 160.14 200.00 112.07 168.11 210.00 - Công cụ , dụng cụ SX 488.71 300.00 179.14 268.72 346.50 - CP khấu hao TSCĐ 876052.46 790078.9112 561206.5433 785196.7414 672262.255 - Thuế phí và lệ phí 3,080.88 4,737.00 4,737.00 + Thuế tài nguyên 4,737.00 4,000.00 3,080.88 4,737.00 4,737.00 + Phí dịch vụ môi trường rừng - + Phí, lệ phí khác - - CP dịch vụ mua ngoài 2.27 200.00 188.71 327.90 210.00 + Điện nước + Điện thoại , bưu phí + Dịch vụ mua ngoài khác 2.27 200.00 210.00 - Chi phí bảo vệ môi trường 278.38 417.56 - Chi phí bằng tiền khác (89.66) (89.66) - Chi phí trực tiếp khác 31,306.41 46,477.25 17,980.42 45,445.26 48,274.93 + Bảo hộ lao động 992.19 704.95 444.36 704.95 840.00 + Kỹ thuật, An toàn, VSCN - - - + Bảo vệ , phòng cháy 112.16 - 111.30 111.30 126.00 + Hao hụt nh.liệu trong mức 188.70 12,872.50 7.30 12,872.50 13,964.14 + Ăn ca 6,642.45 8,899.80 5,171.01 7,756.52 9,344.79 + CP trực tiếp khác 23,370.91 24,000.00 12,246.46 24,000.00 24,000.00 2.Chi phí Q.lý doanh nghiệp 72,737.60 64,350.03 49,506.85 64,369.59 67,546.33 - Chi phí nhân viên quản lý 24,326.54 8,678.35 15,941.61 7,930.14 10,626.37 + Tiền lương 22,457.25 8,099.85 14,671.44 7,354.96 8,666.87 +BHXH,BHYT,KPCD 1,869.29 578.50 1,270.17 575.18 1,959.50 - Vật liệu văn phòng 2,863.61 2,500.00 1,964.68 2,947.03 3,006.79 - Dụng cụ, đồ dùng văn phòng 548.56 1,000.00 148.13 222.19 575.99 - CP Khấu hao tài sản cố định 22787.91 24447.68 15444.74946 25487.08637 24342.71222 - Thuế, phí , lệ phí 8,405.85 8,800.00 6,216.40 9,842.08 8,405.85 + Thuê đất 7,682.53 8,200.00 5,121.68 8,200.00 7,682.53 + Thuế , phí ,lệ phí khác 723.32 600.00 1,094.72 1,642.08 723.32 - Chi phí dự phòng - Chi phí dịch vụ mua ngoài 6,446.01 4,602.00 4,932.75 7,356.27 6,681.79 + Điện 908.59 1,000.00 563.30 844.96 1,000.00 + Nước - - Dịch vụ BCVT ngành điện 1,655.63 1,800.00 698.56 1,004.98 1,800.00 + Điện thoại 612.84 919.27 + Internet 85.71 85.71 + Thuê kênh - + Khác - - Dịch vụ bưu chính VT ngoài ngành 372.02 558.03 - Dịch vụ CNTT - - + Trong ngành - - + Ngoài ngành - - - Mua bảo hiểm tài sản 1,930.31 2.00 1,719.80 2,579.71 1,930.31 - Khác 1,951.48 1,800.00 1,579.06 2,368.59 1,951.48 - Chi phí bằng tiền khác 3,618.53 7,210.00 1,477.27 5,512.90 7,379.46 + CP hội nghị, tiếp khách 1,369.46 1,200.00 839.76 1,259.63 1,369.46 + CP đào tạo bồi dưỡng 1,035.57 2,210.00 239.18 358.77 2,210.00 + Công tác phí, đi phép 604.99 500.00 396.33 594.49 500.00 + CP trả tiền mua C/s (điện năng) phản kháng - - + Chi nghiên cứu khoa học, sáng kiến cải tiến 608.51 3,300.00 2.00 3,300.00 3,300.00 + Chi phí khác - - Chi phí q.lý d.nghiệp khác 3,740.59 7,112.00 3,381.27 5,071.90 6,527.37 + Chi phí sửa chữa lớn - - - - . Tự làm - - . Thuê ngoài - - + Chi phí s/c thường xuyên 420.2 400.00 204.82 307.22 400.00 . Vật liệu 387.49 300.00 0.00 0.00 300.00 . Nhân công 0 0 . Chi phí khác 32.68 100 0 100 + An toàn lao động 37.61 877.00 15.21 22.82 877.00 + Bảo vệ, Phòng cháy, bão lụt 116.27 150.00 83.22 124.83 150.00 + Chi phí ăn ca 1,751.17 2,535.00 1,222.81 1,834.21 2,535.00 + Chi phí trợ cấp mất việc làm 1,150.00 - - 1,150.00 + Khác 1,415.37 2,000.00 1,855.21 2,782.82 1,415.37 3. Chi phí bán hàng Cộng CP SX điện 3,211,741.47 3,509,604.18 2,558,966.93 3,651,803.72 3,610,045.85 Sl điện để tính g.thành đơn vị 6,228.34 5,172.73 4,455.96 5,786.01 5,461.667 Giá thành đơn vị (đ/kwh) 515.67 555.74 574.28 631.14 660.98 CHI PHÍ HOẠT ĐỘNG TÀI CHÍNH - Lãi vay vốn 175,712.57 195,788.01 126,448.90 193,450.92 194,058.00 - Chênh lệch tỷ giá gốc vay trả hàng năm - - - Chênh lệch tỷ giá 540,664.78 97,478.97 515,245.98 259,943.92 - Chi phí hoạt động tài chính khác (13,258.00) Cộng CP hoạt động tài chính 703,119.35 293,266.98 126,448.90 708,696.90 454,001.92 CHƯƠNG II: ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN PHẢ LẠI 2.1. Đặc tính năng lượng của tuabin (những thông số cơ bản, nguyên lý hoạt động, hệ thống bảo vệ tự ngừng,..đường đặc tính tiêu hao năng lượng) 2.1.1: Tuabin 270T 422/423 Tua bin hơi nước kiểu 270T 422/423 với công suất định mức 300 MW dùng để trực tiếp quay máy phát điện kiểu 290T 422/423 được làm mát bằng hydro với thiết bị kích thích tĩnh. * Cấu tạo tua bin gồm 3 phần: cao áp, trung áp và hạ áp. Phần cao áp gồm 8 tầng cánh, trung áp: 7 tầng cánh và hạ áp: 12 tầng cánh đối xứng về 2 phía (mỗi phía 6 tầng). Phần cao áp và trung áp được chế tạo chung một thân, rô to cao áp và trung áp được thiết kế chung một trục. Rô to và thân tua bin phần hạ áp được chế tạo riêng. Rô to phần trung áp và hạ áp được nối với nhau bằng khớp nối cứng. - Các tầng cao áp được đặt ở vùng có kết cấu thân kép mà ứng lực và ứng suất nhiệt trong vùng này là nhỏ nhất. Phần thân bên ngoài tua bin cao-trung áp được đúc liền khối bằng thép hợp kim chịu nhiệt. Thân tua bin được đỡ tại đường tâm nằm ngang của nó để tránh sự lệch tâm giữa thân và rô to khi thân tua bin được sấy nóng và giãn nở. Thân tua bin được chốt tại 2 đầu theo đường tâm thẳng đứng để định tâm theo phương hướng kính. Thân phía trong phần cao- trung áp được đỡ trong phần thân ngoài trên 4 tấm đệm và được định vị dọc trục bằng cách lắp mộng. Các nêm chèn được sử dụng trên các tấm đệm đỡ để đảm bảo sự căn chỉnh chính xác theo phương thẳng đứng và có bề mặt cứng để loại trừ sự mài mòn gây ra do sự di chuyển tương đối của thân bên trong khi nó giãn nở hoặc co lại. Thân bên trong được chốt với thân bên ngoài theo các đường tâm thẳng đứng phía trên và phía dưới để định vị nó theo phương hướng kính. - Vỏ bọc hơi thoát phần hạ áp được chế tạo bằng thép kết cấu dùng phương pháp hàn. Vỏ hơi thoát bên trong tách riêng với vỏ bên ngoài và được đỡ trong vỏ bọc bên ngoài bằng 4 tấm đệm đỡ. Vỏ bên trong được chốt với vỏ bọc bên ngoài để định vị hướng trục và hướng tâm. Tuy nhiên nó có thể giãn nở tự do khi có sự thay đổi nhiệt. Vỏ bọc phần hơi thoát được định vị với nền gần tâm cửa thoát để tránh di chuyển dọc trục và hướng kính. Vỏ bọc phần hơi thoát gồm gối đỡ 2,3,4, nối giữa rô to cao và hạ áp, nối giữa rô to hạ áp và máy phát có kèm theo thiết bị quay trục. ống liên thông giữa phần trung áp và hạ áp gồm các mối nối giãn nở để hấp thụ sự giãn nở nhiệt của đường ống, tránh gây ra các ứng lực trên các bộ phận của tua bin. - Tua bin có 2 rô to (cao-trung áp và hạ áp), mỗi rô to được đỡ bởi 2 ổ đỡ cổ trục riêng. Hai rô to được nối với nhau bằng khớp nối cứng bắt bằng bu lông và được định vị dọc trục bởi ổ đỡ chặn đặt ở bệ đỡ trước của tua bin (gối 1). Bệ đỡ trước được dẫn hướng theo đường tâm trên tấm bệ của nó sao cho nó được cố định theo phương hướng kính nhưng có thể trượt tự do theo hướng dọc trục.Thân rô to được chế tạo bằng thép hợp kim dùng phương pháp rèn. Nó được gia công để tạo thành một khối gồm trục, đĩa động, cổ trục và bích khớp nối. - Các cánh động tua bin được chế tạo từ thép cán (hợp kim sắt-crôm) để chống lại sự ăn mòn và mài mòn của dòng hơi. Các cánh động được lắp chặt bằng mộng đuôi én được gia công trên đĩa động. Đai bảo vệ bằng kim loại được sử dụng để nối giằng các đầu cánh với nhau bằng cách ghép mộng trên đỉnh cánh. Trên các cánh tầng cuối cùng, các cánh động được trang bị lớp bảo vệ cứng để chống mài mòn do hơi ẩm. Các vách ngăn vòi phun được chế tạo từ thép hợp kim sắt - crôm và được lắp ráp thành cánh tĩnh bằng cách hàn hoặc đúc. - Tua bin có hệ thống phân phối hơi gồm 4 cụm vòi phun, 4 van điều khiển phần cao áp. Hai van đặt ở nửa trên và hai van đặt ở nửa dưới thân ngoài tua bin cao áp. Cách bố trí này tạo ra việc sấy thân tua bin được đồng đều hơn và giảm thiểu sự biến dạng nhiệt. Đầu vào van điều khiển được trang bị các mối nối giãn nở kiểu vòng trượt để cho phép chuyển động tương đối theo bất kỳ hướng nào mà vẫn duy trì được độ kín khít. Đầu vào phần trung áp có 2 van tái nhiệt kết hợp được đặt ở phần thân phía dưới tua bin trung áp (van stop và van chặn chung một thân van). - Hơi áp suất cao từ lò đi qua 2 van stop chính và 4 van điều khiển vào tua bin cao áp và chảy dọc về phía đầu tua bin của tổ máy. Sau khi sinh công ở phần cáo áp, dòng hơi được đưa qua hệ thống tái nhiệt lạnh tới bộ quá nhiệt trung gian của lò hơi. Hơi được quá nhiệt trung gian qua hệ thống tái nhiệt nóng và 2 van tái nhiệt kết hợp đi vào phần tua bin trung áp và chảy dọc hướng về phía máy phát. Sau khi qua tua bin trung áp, dòng hơi đi qua ống chuyển tiếp đơn tới tua bin hạ áp, ở đây dòng hơi được chia làm hai phần: một nửa chảy dọc về phía máy phát và nửa còn lại chảy dọc về phía đầu tua bin của tổ máy, sau đó đi vào bình ngưng kiểu bề mặt được đặt ở ngay dưới tua bin hạ áp. Việc bố trí hướng của dòng hơi trong tua bin đi ngược chiều nhau mục đích là để khử lực dọc trục rô to do dòng hơi gây ra. - Tua bin được tính toán để làm việc với các thông số định mức sau: Áp lực hơi mới trước van stop chính: 169 kg/cm2. Nhiệt độ hơi mới trước van stop chính: 5380C. Lưu lượng hơi mới: 921.763 kg/h. Áp lực hơi trước van stop tái nhiệt: 43 kg/cm2. Nhiệt độ hơi trước van stop tái nhiệt: 5380C. Lưu lượng hơi tái nhiệt: 817.543 kg/h. Chân không bình ngưng: 51 mmHg. - Mỗi tổ máy có một hệ thống hơi chính tương tự như nhau để cung cấp hơi cho tua bin. Hệ thống hơi chính đưa hơi quá nhiệt từ lò hơi tới 2 van stop chính, sau đó qua các van điều chỉnh vào tua bin cao áp. Hệ thống hơi chính cho phép đi tắt tới 60% lưu lượng hơi chính (hệ thống đi tắt cao áp có kèm theo thiết bị giảm ôn) tới hệ thống tái nhiệt lạnh ở điều kiện mở hết các van tua bin (van stop và van điều chỉnh) khi sa thải phụ tải, ngừng sự cố tua bin hoặc khởi động và dừng tổ máy. Ngoài ra, hệ thống hơi chính còn cung cấp hơi dự phòng cho hệ thống hơi tự dùng. + Các thông số của hệ thống hơi chính: Ap lực: 169 kg/cm2. Nhiệt độ: 5380C. Lưu lượng: 921.763 kg/h. + Các thông số của hệ thống hơi đi tắt cao áp: Ap lực: 169 kg/cm2. Nhiệt độ: 5380C. Lưu lượng: 553.058 kg/h. - Mỗi tổ máy có một hệ thống tái nhiệt lạnh tương tự như nhau để cung cấp hơi cho bộ quá nhiệt trung gian của lò hơi. Hệ thống tái nhiệt lạnh dẫn hơi trực tiếp từ đầu ra của tua bin cao áp tới đầu vào bộ quá nhiệt trung gian. Nó cũng trực tiếp đưa hơi cao áp đi tắt từ hệ thống hơi chính tới bộ quá nhiệt trung gian. Hệ thống tái nhiệt lạnh có bố trí thiết bị giảm ôn hơi để điểu chỉnh nhiệt độ hơi đầu ra bộ quá nhiệt trung gian. Hệ thống tái nhiệt lạnh còn cung cấp hơi cho cho bình gia nhiệt cao số 6 và hệ thống hơi tự dùng. Các thông số của hệ thống tái nhiệt lạnh: Ap lực: 46 kg/cm2. Nhiệt độ: 3470C. Lưu lượng: 817.543 kg/h. - Mỗi tổ máy có một hệ thống tái nhiệt nóng tương tự nhau để cung cấp hơi cho phần tua bin trung áp. Hệ thống tái nhiệt nóng dẫn hơi từ đầu ra bộ quá nhiệt trung gian qua 2 van tái nhiệt kết hợp tới tua bin trung áp. Hệ thống tái nhiệt nóng còn cho phép hơi đi tắt 60% lưu lượng hơi tái nhiệt (hệ thống đi tắt hạ áp có kèm theo thiết bị giảm ôn) qua tua bin trung áp tới bình ngưng ở điều kiện mở hết các van tua bin khi sa thải phụ tải, ngừng sự cố tua bin hoặc khởi động và dừng tổ máy. Các thông số của hệ thống tái nhiệt nóng: Áp lực: 43 kg/cm2. Nhiệt độ: 5380C. Lưu lượng: 817.543 kg/h. - Phía dưới tua bin hạ áp có bố trí bình ngưng hơi kiểu bề mặt. Mục đích chính của nó là để tạo áp suất thấp tầng cuối tua bin, làm tăng hiệu suất chu trình nhiệt và ngưng đọng lượng hơi thoát tạo ra nước ngưng sạch cung cấp cho lò hơi, tạo thành chu trình kín. 2.1.2: Tuabin K-100-90-7 1. Cấu tạo và nguyên lý làm việc. Tuabin K-100-90-7 với công suất định mức 110 MW dùng để quay máy phát điện TBF-120-2T3. Tuabin là một tổ máy một trục cấu tạo từ hai xi lanh, xi lanh cao áp và xi lanh hạ áp. Xi lanh cao áp và xi lanh hạ áp liên kết cứng với nhau theo chiều dọc trục. - Xi lanh cao áp được đúc liền khối bằng thép chịu nhiệt, phần truyền hơi của xi lanh cao áp gồm 1 tầng điều chỉnh và 19 tầng áp lực. Tất cả 20 đĩa được rèn liền khối với trục. - Xi lanh hạ áp được chế tạo bằng phương pháp hàn, thoát hơi về hai phía, mỗi phia có 5 tầng cánh. Các đĩa của rotor hạ áp được chế tạo riêng rẽ để lắp ép vào trục. Rotor cao áp và rotor hạ áp liên kết với nhau bằng khớp nối nửa mềm. Rotor hạ áp và rotor máy phát liên kết vói nhau bằng khớp nối cứng. - Tuabin có hệ thống phân phối hơi gồm 4 cụm vòi phun hơi. Bốn van điều khiển đặt trong các hộp hơi hàn liền với vỏ xi lanh cao áp. Hai van đặt ở phần trên xilanh cao áp, hai van đặt ở phần dưới bên sườn của xi lanh cao áp. Xi lanh hạ áp của tuabin có hai đường ống thoát hơi nối với hai bình ngưng kiểu bề mặt bằng phương pháp hàn tại chỗ khi lắp ráp. - Tuabin có 8 cửa trích hơi không điều chỉnh để sấy nước ngưng chính và nước cấp trong các gia nhiệt hạ áp, khử khí và gia nhiệt cao áp. Các cửa trích hơi dùng cho các nhu cầu gia nhiệt nước cấp cho lò hơi khi tuabin làm việc với thông số định mức như sau. Số tên cửa trích hơi Tên bình gia nhiệt đấu vào cửa trích hơi Các thông số hơi cửa trích Lưu lượng hơi cửa trích T/h Áp lực (kG/cm2) Nhiệt độ (0C) 1 Gia nhiệt cao áp số 8 31,9 400 20 2 Gia nhiệt cao áp số 7 19,7 343 20 3 gia nhiệt cao áp số 6 11,0 280 12 /15 4 Gia nhiệt hạ số 5 3,1 170 14 5 Gia nhiệt hạ số 4 1,2 120 10 /19 6 Gia nhiệt hạ số 3 - 0,29 90 8 7 Gia nhiệt hạ số 2 - 0,6 75 7 8 Gia nhiệt hạ số1 - 0,82 57 6 Quá trình làm việc của tuabin: Hơi mới từ lò được đưa vào hộp hơi đứng riêng biệt trong có đặt van Stop, sau đó theo 4 đường ống chuyển tiếp vào 4 van điều chỉnh rồi đi vào xi lanh cao áp. Sau khi sinh công ở phần cao áp dòng hơi theo hai đường ống chuyển tiếp đi vào xi lanh hạ áp. Sau khi sinh công trong xi lanh hạ áp dòng hơi đi vào bình ngưng dạng bề mặt kiểu 100-KUC-5A. 2. Tuabin được tính toán làm việc với các thông số định mức chính sau: - Áp lực hơi mới trước van Stop : 90 ± 5 ata. - Nhiệt độ hơi mới trước van Stop : 5350C +50C,-100C. - Lưu lượng nước làm mát qua các bình ngưng : 16000m3/h/1 bình. - Nhiệt độ nước làm mát : 230C. - Chân không bình ngưng : -0,062 ata. Đặc tính vận hành của Tuabin : Việc khởi động và hoà lò thứ hai sẽ được tiến hành khi máy đã hoà lưới và lò thứ nhất đã làm việc ổn định. Mức phụ tải làm việc lâu dài nhỏ nhất của tua bin là 33 MW, cho phép tua bin làm việc lâu dài ở tần số 49,5 đến 50,5 Hz. Tốc độ tăng tải phụ thuộc vào tốc độ tăng nhiệt độ trung bình của kim loại van Stop và xilanh cao áp. + Từ 1000C ¸ 2000C tốc độ tăng 40C/phút. + Từ 2000C ¸ 3000C tốc độ tăng 30C/phút. + Từ 3000C ¸ 4000C tốc độ tăng 20C/phút. + Từ 4000C ¸ 5000C tốc độ tăng 10C/phút. + Từ 5000C tốc độ tăng 0,6 0C/phút. Để có thể mang tải định mức thời gian tăng tải sẽ phụ thuộc vào các trạng thái khởi động khác nhau của tuabin. Khi khởi động từ trang thái lạnh mất từ 4 ¸ 5 giờ + Nhiệt độ max < 1500C + Thời gian dừng lò từ 70 ¸ 90 giờ Khi khởi động từ trạng chưa nguội hẳn mất từ 3 ¸ 4 giờ + Nhiệt độ max < 1500C ¸ 400 0C Khi khởi động từ trạng thái nóng mất 2,5 giờ + Nhiệt độ max > 4000C + Thời gian dừng lò từ 6 ¸ 10 giờ Khi khởi động từ trạng thái nóng mất 1 giờ + Nhiệt độ max > 4000C + Thời gian dừng lò từ 1 ¸ 2 giờ 3. Đường đặc tính của tuabin: Đường đặc tính năng lượng của tuabin được xây dựng dựa trên các đặc tuyến kinh tế kỹ thuật thực tế của Tuabin sau khi tiến hành thực nghiệm và hiệu chỉnh. Thông số đặc tuyến kinh tế kỹ thuật Tuabin dây chuyền 1 Công suất (Kw) 40 50 60 70 80 90 100 110 Hiệu suất tua bin đông (%) 33.9 35.75 36.87 37.58 38.26 38.72 38.71 38.7 Hiệu suất tua bin hè (%) 32.76 34.77 35.95 36.75 37.54 38.03 38.61 37.99 qo đông (Kcal/Kwh) 2536 2405 2332 2288 2248 2221 2222 2222 qo hè (Kcal/Kwh) 2625 2473 2392 2340 2290 2261 2262 2263.5 2.2. Đặc tính năng lượng của lò hơi (sơ đồ lò máy, những thông số cơ bản, đặc điểm cấu tạo bản thể lò, đường đặc tính tiêu hao năng lượng) 2.2.1Cấu tạo lò hơi : Lò hơi là loại lò BKZ-220-100-10C là loại lò hơi một bao hơi ống nước đứng tuần hoàn tự nhiên. Lò đốt than ở dạng bột thải xỉ khô, bố cục hình chữ P. Lò được thiết kế để đốt than ở mỏ Mạo Khê. Buồng đốt chính của lò kiểu hở được cấu tạo bởi các giàn ống sinh hơi là trung tâm buồng lửa và phần đường khói lên, phần đường khói ngang có bố trí các bộ quá nhiệt, phần đường khói đi xuống có bố trí xen kẽ các bộ hâm nước và bộ sấy không khí. Kết cấu buồng đốt từ các ống hàn sẵn các giàn ống sinh hơi vách trước và vách sau ở phía dưới tạo thành mặt nghiêng phễu lạnh với góc nghiêng 500, phía trên của buồng đốt các giàn ống sinh hơi của vách sau sau tạo thành phần lồi khí động học (dàn ống feston). Buồng đốt được bố trí 4 vòi đốt than chính kiểu xoáy ốc ở hai vách bên, mỗi vách hai vòi ở độ cao khác nhau (9850mm và 12700mm), bốn vòi phun ma dút được bố trí cùng vòi đốt chính (Năng suất 2000kg/vòi/giờ). Bốn vòi phun gió cấp 3 được bố trí ở 4 góc lò ở độ cao 14100mm. Để tạo thuận lợi cho quá trình cháy, các ống sinh hơi ở vùng vòi đốt chính được đắp một lớp vữa cách nhiệt đặc biệt tạo thành đai đốt. Sơ đồ tuần hoàn của lò phân chia theo các giàn ống thành 14 vòng tuần hoàn nhỏ độc lập nhằm tăng độ tin cậy của quá trình tuần hoàn. Xỉ ở phễu lạnh được đưa ra ngoài nhờ vít xỉ sau đó được đập xỉ nghiền nhỏ đưa xuống mương và được dòng nước tống đi ra trạm thải xỉ. Lò được bố trí hai van an toàn lấy xung từ bao hơi và ống góp ra của bộ quá nhiệt. Để làm sạch bề mặt đốt (dàn ống sinh hơi) có bố trí các máy thổi bụi. * Nguyên lý làm việc: Hơi từ bao hơi (hơi bão hoà) đi vào bộ quá nhiệt. Bộ quá nhiệt có tác dụng gia nhiệt cho hơi tạo thành hơi quá nhiệt. Trong bộ phận này có đặt xen kẽ các bộ giảm ôn tạo cho hơi quá nhiệt có thông số ổn định (nhiệt độ 5400C, áp suất 100 ata). Hơi quá nhiệt đi qua van Stop sau đó được phân phối vào tuabin qua hệ thống 4 van điều chỉnh. Hơi vào tuabin có thông số 5350C, áp suất 90ata. Sau khi sinh công trong tuabin cao áp hơi đi vào tuabin hạ áp qua hai đường. Tuabin hạ áp có cấu tạo loe về 2 phía. Hơi sau khi giãn nở sinh công xong hơi được dẫn về bình ngưng Hơi về bình ngưng phải đảm bảo thông số hơi là 540C, áp suất 0,062ata. Sau khi qua bình ngưng hơi đã biến hoàn toàn thành nước. Nước này sẽ được hệ thống 2 bơm ngưng tạo áp lực bơm vào đường ống nước sạch. Nước đi qua bộ gia nhiệt hơi chèn PC50 để tận dụng nhiệt của hơi chèn. Sau đó nước được gia nhiệt bởi 5 bộ gia nhiệt hạ áp. Khi qua gia nhiệt hạ áp nước đi vào đài khử khí để khử hết lượng khí lẫn vào trong nước và qua 3 bơm cấp đi vào gia nhiệt cao áp. Sau khi đi qua 3 bộ gia nhiệt cao áp nước vào đài cấp nước và tới bình ngưng phụ. Sau đó nước được phun vào bao hơi theo chiều từ trên xuống để rửa hơi. Sau khi vào bao hơi nước theo đường nước xuống và biến thành hơi trong đường ống sinh hơi lên bao hơi qua các phin lọc , hơi lên bộ quá nhiệt tạo thành một chu trình khép kín. 2.2.2 Đặc tính lò hơi: Tương tự như tuabin đường đặc tính năng lượng của lò hơi được xây dựng dựa trên các đặc tuyến kinh tế kỹ thuật thực tế của lò hơi sau khi tiến hành thực nghiệm và hiệu chỉnh Hiệu suất và suất tiêu hao lò hơi dây chuyền 1 Sản lượng nhiệt lò 90 95 100 105 110 115 120 125 Hiệu suất lò 1A 84.64 85.16 85.47 85.59 85.626 85.5 84.97 83.99 Hiệu suất lò 1B 83.179 83.328 83.628 83.96 83.79 83.39 82.54 82.53 suất tiêu hao than 1A 0.1688 0.1677 0.167 0.1669 0.1668 0.167 0.168 0.17 suất tiêu hao than 1B 0.1717 0.171 0.1704 0.1701 0.1705 0.1713 0.1713 0.1713 Đặc tuyến phân phối phụ tải lò hơi dây chuyền 1 2.3/ THIẾT LẬP CÂN BẰNG NĂNG LƯỢNG TRONG NHÀ MÁY 2.4/ THIẾT LẬP BÀI TOÁN VẬN HÀNH KINH TẾ TRONG NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN PHẢ LẠI CHƯƠNG III: VẬN HÀNH KINH TẾ NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN TRONG ĐIỀU KIỆN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN Hiện nay các doanh nghiệp truyền tải - phân phối kinh doanh điện đều do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) quản lý. Còn khâu phát điện thì mặc dù đã và đang thực hiện cổ phần hoá và kêu gọi các lĩnh vực đầu tư khác nhưng đến nay EVN vẫn còn chiếm khoảng trên 70%. Điều này dẫn đến tình trạng chưa tạo được cơ chế điều tiết rõ ràng, minh bạch trong sản xuất kinh doanh nhằm chống độc quyền, chống lại sự lũng đoạn thị trường và những hành vi cạnh tranh không lành mạnh trên thị trường điện. Từ 1/7/2005, EVN triển khai thí điểm thị trường phát điện cạnh tranh nội bộ với 8 đơn vị phát điện tham gia là các nhà máy nhiệt điện Phả Lại, Uông Bí, Ninh Bình, các nhà máy thuỷ điện Thác Bà, Thác Mơ, Đa Nhim, Hàm Thuận-Đa Mi, Bà Rịa, Vĩnh Sơn-Sông Hinh. Trung tâm điều độ điện quốc gia (Ao) là đơn vị vận hành, EVN làm nhiệm vụ quản lý thị trường điện nội bộ. Đây là thị trường điện ngày tới, giá mua bán điện trong năm là cố định. Căn cứ vào các bản chào của các đơn vị tham gia thị trường và các thông tin liên quan khác, Ao lập phương thức ngày và công bố lịch huy động cho các đơn vị phát điện. Sau gần một năm hoạt động, đến nay, thị trường điện nội bộ đã giúp Ao và các nhà máy làm quen với các hoạt động của thị trường như chào giá, tính toán, công bố, trao đổi thông tin. Tuy nhiên, theo các chuyên gia thì thị trường điện cạnh tranh nội bộ vẫn còn nhiều tồn tại như: chưa thể hiện rõ dấu hiệu cạnh tranh, chưa tạo được động lực để các nhà máy nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh. Nguyên nhân là nhà máy chào giá nhưng không được thanh toán theo thị trường mà vẫn thanh toán theo giá đặt ra hàng năm của Ao. Trong điều kiện thiếu điện, thiếu nước hiện nay, một số nhà máy thuỷ điện thực hiện lịch huy động không hoàn toàn dựa trên cơ sở chào giá mà theo sự điều tiết của Ao. Mặt khác, các nhà máy điện độc lập (IPP) không tham gia thị trường nhưng khi điều độ vẫn phải dựa trên các nội dung trong hợp đồng. Trong khi các hợp đồng ký kết giữa EVN và các IPP lại dựa trên sự thoả thuận giữa 2 bên, có hợp đồng bao tiêu sản lượng, có hợp đồng không bao tiêu, hợp đồng ký giá toàn phần, hợp đồng ký giá công suất, giá điện năng… Điều đó cũng gây khó khăn trong điều độ và thiết kế thị trường. Ngoài ra, hiện nay thị trường điện nội bộ được vận hành chỉ với Quy định thị trường phát điện cạnh tranh nội bộ EVN và Quy định tạm thời phối hợp vận hành thị trường điện nội bộ. Việc thiếu các văn bản pháp lý cho vận hành thị trường điện là một nguyên nhân quan trọng dẫn đến không thể triển khai lập lịch điều độ theo giá chào và thanh toán theo giá thị trường. Và điều quan trọng là thực tế hiện nay nguồn dự phòng hầu như không có, điện thiếu trầm trọng nên EVN không có điều kiện lựa chọn. Vì vậy, tính cạnh tranh hầu như không có. Mặt khác, theo các chuyên gia thì khó khăn lớn nhất đối với thị trường điện cạnh tranh là Chính phủ vẫn đang điều tiết giá điện nên chưa tạo ra sự cạnh tranh thực sự, vì vậy không hấp dẫn các nhà đầu tư. Với vai trò là doanh nghiệp nhà nước, EVN vừa phải đảm bảo yếu tố lợi nhuận trong kinh doanh, vừa phải làm nhiệm vụ điều tiết điện cho cả nước do Chính phủ giao. Việc tách các hoạt động công ích ra khỏi sản xuất kinh doanh chưa khả thi bởi chưa có cơ chế công ích và quỹ công ích cho ngành điện. Cơ chế mua bán điện giữa Cty mua bán điện và các Cty cổ phần điện lực cũng chưa được xây dựng một cách tách bạch nên chưa đảm bảo tính minh bạch trên thị trường, vì vậy chưa có cơ sở để hấp dẫn các nhà đầu tư vốn vào các dự án điện. Hiện nay, các cơ quan chức năng đang khẩn trương hoàn thiện các văn bản pháp lý, soạn thảo đề án thiết kế thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm để đi vào hoạt động năm 2009. Theo tính toán từ EVN, nếu năm 2008 các dự án điện đưa vào hoạt động đúng tiến độ thì ngành điện sẽ có công suất dự phòng. Điều đó sẽ tạo thuận lợi cho hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh. Tuy nhiên, việc xây dựng thiết kế một thị trường hợp lý vẫn đang gặp nhiều khó khăn. Theo dự thảo mô hình thị trường điện đang được xây dựng, những nhà máy không trực tiếp tham gia thị trường điện sẽ thông qua tổ công tác đặc biệt chào giá thay, tổ công tác này bước đầu sẽ trực thuộc cơ quan mua bán điện hoặc Ao, sau đó sẽ tách ra. Tuy nhiên, nhiều ý kiến cho rằng nếu để tình trạng “vừa đá bóng vừa thổi còi” như thế sẽ không cải thiện được vấn đề độc quyền. Điều đó sẽ ảnh hưởng đến việc xây dựng phát triển thị trường điện lực cạnh tranh một cách ổn định. Theo Cục Điều tiết điện lực (ERAV) thì tổ công tác này phải thực sự độc lập để bảo đảm tính minh bạch trên thị trường. Các nhà tư vấn quốc tế cũng cho rằng, trong quá trình phát triển thị trường điện, Việt Nam cần có một cơ quan điều tiết độc lập và phi lợi nhuận để đảm bảo cân bằng lợi ích giữa nhà sản xuất và người tiêu dùng điện. Kèm theo đó là môi trường quản lý điều tiết ổn định, cơ sở hạ tầng truyền tải hoàn thiện. Chỉ khi đó, thị trường điện mới thực sự hoạt động minh bạch, cạnh tranh lành mạnh, đảm bảo được quyền lợi của nhà sản xuất và người tiêu dùng. Sự sẵn sàng của Nhà máy để tham gia vào thị trường điện Tại hội thảo về cơ sở hạ tầng thông tin phục vụ thị trường điện (TTĐ) tại Việt Nam do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức trong tháng 7-2010, Tư vấn Savu C.Savulescu của Cty ECI cho biết, EVN cần triển khai ngay giải pháp tiếp cận nhanh hệ thống công nghệ thông tin (CNTT) phục vụ TTĐ tại Việt Nam và chi phí sơ bộ cho giải pháp này sẽ vào khoảng 32 triệu USD, gồm cả hệ thống giao diện thị trường cho các đơn vị phát điện. Phó Tổng Giám đốc EVN Nguyễn Mạnh Hùng cho rằng, TTĐ ở Việt Nam muốn vận hành được trước tiên phải xây dựng các quy định về TTĐ mà Quyết định 6713/QĐ-BCT ngày 31-12-2009 và Thông tư 18/TT-BCT của Bộ Công Thương ban hành ngày 10-5-2010 quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh là một ví dụ. Dự kiến đến cuối năm nay các quy định về TTĐ sẽ được hoàn thiện. Bên cạnh đó, một trong những điều kiện tiên quyết để xây dựng và phát triển TTĐ tại Việt Nam đó là phải có cơ sở hạ tầng CNTT đồng bộ đáp ứng các giao dịch của thị trường, đảm bảo tính minh bạch, tin cậy cao. Với giải pháp tiếp cận nhanh như Tư vấn quốc tế đưa ra, EVN quyết tâm đến quý III-2011 sẽ có cơ sở hệ thống CNTT phục vụ vận hành TTĐ, rút ngắn được 2,5 năm so với dự kiến. Theo Phó Tổng Giám đốc EVN Nguyễn Mạnh Hùng, thực chất cơ sở hạ tầng TTĐ đã được EVN nghiên cứu và phát triển ở mức độ đơn giản phục vụ cho cơ chế giá hạch toán nội bộ EVN từ năm 2005 và TTĐ nội bộ EVN từ năm 2007 được Bộ Công Thương phê duyệt. Bên cạnh đó, EVN cũng đã đầu tư hệ thống quản lý thị trường Vietpool, hệ thống thu nhập và xử lý dữ liệu đo đếm thanh toán; đang triển khai hai dự án: nâng cấp SCADA/EMS mới (Hệ thống thu thập dữ liệu, điều khiển và giám sát hệ thống/Hệ thống quản lý năng lượng) tại Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và dự án bổ sung các thiết bị đầu cuối (RTU), làm tiền đề cho việc xây dựng hệ thống CNTT cho thị trường phát điện cạnh tranh chính thức sau này. Hiện tại, hệ thống điện được điều độ và vận hành dựa trên kinh nghiệm có thể khiến cho Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (Ao) không thể sử dụng các chiến lược vận hành kinh tế tối ưu hoặc dự báo tốt về an ninh hệ thống điện. Mặt khác, do hệ thống điện ngày càng phát triển, số lượng nhà máy ngày càng lớn, vấn đề vận hành và phối hợp các nhà máy thủy điện trong hệ thống, các nhà máy thủy điện trên cùng một dòng sông và cơ chế phối hợp thủy nhiệt điện, Ao cần có các công cụ để tính toán kế hoạch vận hành tối ưu hệ thống trong dài hạn, trung hạn và ngắn hạn theo quy định của thị trường phát điện cạnh tranh. Ngoài ra, do thiếu các phương tiện thông tin cần thiết nên hạn chế lớn nhất của Tổng Cty Truyền tải điện quốc gia là không thể cung cấp thông tin về lưới truyền tải cần thiết cho đơn vị vận hành TTĐ và hệ thống điện để lập kế hoạch vận hành, phương thức huy động ngày tới, giờ tới theo quy định của thị trường. Trong khi đó, Cty Mua bán điện là đơn vị thực hiện chức năng của đơn vị mua duy nhất trong thị trường có giá trị thanh toán hằng tháng cho các nhà máy điện lên tới gần 4.000 tỷ VND nhưng hiện nay Cty này không có công cụ nào để giám sát và kiểm tra liệu các nhà máy đã vận hành kinh tế hay chưa. Theo cơ chế hiện hành, nếu việc vận hành hệ thống điện không kinh tế hoặc có sai sót trong thanh toán, dù chỉ 1% cũng gây ra tổn thất cả 40 tỷ VND hằng tháng. Trước thực tế này, gần đây nhất, trong cuộc họp do Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải chủ trì ngày 25-5-2010, Phó Thủ tướng đã yêu cầu EVN phải hoàn thành hạ tầng cơ sở phục vụ TTĐ chậm nhất vào quý I-2011. Để đáp ứng được mục tiêu này, nghĩa là chỉ trong vòng chưa đầy một năm, các công việc dành cho thiết kế, triển khai thực hiện và thử nghiệm hệ thống phải đáp ứng được yêu cầu sử dụng tạm thời nhằm phục vụ tốt cho việc bắt đầu khởi động thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh trong khi vẫn đáp ứng được mục tiêu dài hạn. Theo nguyên tắc hoạt động của TTĐ, tất cả các Cty phát điện sở hữu các nhà máy điện có tổng công suất lớn hơn 30MW bắt buộc phải tham gia thị trường phát điện cạnh tranh. Đơn vị vận hành TTĐ và hệ thống điện đóng vai trò là nhà cung cấp dịch vụ vận hành thị trường và chịu trách nhiệm lập phương thức và điều độ thị trường năng lượng và dịch vụ phụ. Việc tham gia bắt buộc trên thị trường phát điện cạnh tranh giữa các Cty phát điện cũng khác nhau. Cụ thể, các Cty phát điện theo cơ chế hợp đồng mẫu của thị trường phát điện cạnh tranh trực tiếp tham gia TTĐ bằng việc chào giá cho phần điện năng đầu ra trên thị trường. Mặt khác, các nhà máy điện BOT hiện hành và các nhà máy thủy điện đa mục tiêu không trực tiếp tham gia thị trường, Cty mua bán điện sẽ chào giá cho các nhà máy điện BOT và đơn vị vận hành TTĐ và hệ thống điện sẽ công bố sản lượng hằng giờ cho các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu. Trong năm đầu tiên triển khai TTĐ, tỷ trọng điện năng bán qua hợp đồng mua bán điện được đặt ở mức 90-95% tổng điện năng Cty phát điện sản xuất ra, phần còn lại được bán qua thị trường giao ngay. Tỷ trọng bán qua hợp đồng mua bán điện sẽ giảm dần trong các năm tiếp theo nhằm tăng tính cạnh tranh trong khâu phát điện năng nhưng không được nhỏ hơn 60%. Theo Luật Điện lực và Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26-1-2006 của Thủ tướng Chính phủ về Lộ trình phát triển TTĐ, giai đoạn 2006-2014 là mô hình thị trường phát điện cạnh tranh; từ 2015-2022 là mô hình thị trường bán buôn cạnh tranh và sau 2022 là mô hình bán lẻ cạnh tranh. KẾT LUẬN Vai trò của nhà máy nhiệt điên Phả Lại là vô cùng quan trọng đối với hệ thống lưới điện quốc gia. Nhà máy đóng vai trò quan trọng trong nên kinh tế quốc dân. Nhiệt điện Phả Lại tuy trải qua thời gian làm việc và mức độ tăng mức sử dụng nặng lượng tăng nhanh chóng do việc phát triển của nền Việt Nam. Nhưng nó vẫn đáp ứng nhu cầu điện năng cho Miền Bắc. Qua đợt thực tập này sẽ giúp cho em, hiểu thêm về dây chuyền sản xuất của nhà máy, chế độ làm việc, đặc tính kỹ thuật và quy trình vận hành của nhà máy. Đồng thời giúp cho em hiểu được sơ đồ tổ chức sản xuất và các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của nhà máy, cũng như các biện pháp an toàn khi làm việc trong các vị trí khác nhau trong nhà máy.Đây là dịp tốt để sinh viên có những kiến thức thực tiễn cần thiết. Xin chân thành cảm ơn thầy cô cũng như cán bộ nhà máy nhiệt điện Phả Lại đã tạo điều kiện.