Steam Turbine Energy Audit Report

Published on January 2017 | Categories: Documents | Downloads: 100 | Comments: 0 | Views: 442
of 80
Download PDF   Embed   Report

Comments

Content



 
ANSH ENERGY SOLUTIONS PVT. LTD.
[email protected]




COMPREHENSIVE ENERGY AUDIT REPORT of 6.6 MW
COGENRATION THERMAL CAPTIVE POWER PLANT

CLIENT: M/S Magnum Ventures Ltd., Shaibabad





June, 2010











Audit conducted by:
 
ANSH ENERGY SOLUTIONS PVT. LTD., Gayatri Dham, Lower
Bazar, Modinagar – 201204 (UP)



Auditor BEE Registration: EA-10465 (Anubhav Gupta) & EA-
3267(Anshul Singh Yadav)

Report No. AESPL/10-11/AG/12
 

 
Cont ent s
Acknowledgement  ii 
Audit firm and Audit Team Details  iii 
List of Abbreviations  iv 
Executive Summary  v 
   
Chapter 2: INTRODUCTION TO ENERGY AUDIT AND METHODOLOGY 1 
2.1.  Audit Objective and purpose of Energy Audit 1 
2.2.  Scope of Work  1 
2.3.  Methodology and approach followed 1 
2.4.  Time Schedule for Conducting the energy audit 2 
2.5.  Details of the Instruments used  2 
2.6.  Description of the Plant  2 
2.7.  Energy Consumption Profile and Energy Management System 3 
2.8.  Equipment and Major Areas for Energy Audit 5 
2.10. List References  6 
   
Chapter 3: Boiler   
3.1  BACKGROUND  7 
3.2    Operational efficiency of the boiler 7 
3.3    Blow down losses 10 
3.4    Blow Down Rate Estimation  10 
3.5  Boiler Water Treatment  14 
3.6    Boiler blow down heat recovery applications 14 
3.7  Energy Saving by Flash steam recovery
3.8    Energy Saving by Flue gas heat impingement on feed stock conveyor 
3.9    Energy Saving by re‐insulation of damaged areas 
16 
17 
18 
   
Chapter 4: Water Pumping  19 
4.1       Background  19 
4.2       Energy consumption pattern for pumps: 19 
4.3       Observations & Recommendations 20 
   
Chapter 5: Turbine  22 
5.1    Background  22 
5.2  Turbine Efficiency evaluation  22 
5.3  Effect of Steam inlet pressure  24 
5.4  Effect of Steam inlet temperature  25 
5.5  Effect of exhaust pressure/ vacuum 26 
   
Chapter 6: Condenser Cooling  28 
6.1  Background  28 
6.2  Cooling Tower  28 
6.3       Observations  29 
6.4       Conclusion Recommendation  30 
   
Chapter 7: Electrical Systems and Motors  32 
7.1       Background  32 
7.2       Transformers  32 
7.3       Power Factor Analysis  33 
7.4       Loading pattern of motors  34 
7.5       Motor Efficiency Calculation  36 
7.6       Harmonic Measurement  38 
7.1       Power Supply Quality  40 
 

ii 
 
A A C C K K N N O O W WL LE ED D G G E EM M E EN N T T


Investment Grade Energy Audit has been done with the objectives to identify & quantify the
energy saving opportunities for 6.6MW Cogeneration Captive Thermal Power Plant of M/S
Magnum Ventures Ltd., Shaibabad, Uttar Pradesh.

We would like to thank Shri Pradeep Jain, MD, Magnum Ventures Ltd., Mr. Ritesh Jain for
their giving us this opportunity and continuous support and encouragement during the
course of Energy Audit. We also the commitment of Shri Pradeep Jain and his team towards
cost reduction and energy conservation for betterment of the company and the environment.

We extend our gratitude towards Mr. Anil Bana, Head Power Plant, and entire power plant
team for their steadfast support extended to us during this study. We would like to convey
our special thanks to field staff for their inputs.

Energy Audit Team
Anubhav Gupta
Anshul Singh Yadav
Vikram Pal Singh
iii 
 
Audit Firm and Audit Team Details  
 
Ansh  Energy  Solutions  Pvt.  Ltd.  is  energy  efficiency  consultancy  and  practice  areas  are  project 
feasibility,  DPR  preparation,  Impact  assessment  studies,  monitoring  and  verification  assignments  as 
independent evaluators, energy Audits, analyze the energy consumption and evaluate cost effective 
opportunities to save electricity and fuels. We also undertake advisory services for industries related 
to  environmental  aspects  and  works  in  the  areas  of  Green  Buildings,  Climate  change  activities  and 
Sustainable development. 
Ansh  Energy  Solutions  Pvt.  Ltd.  is  a  professionally  managed  company  with  a  team  of  full  time 
engineering professionals and Energy Auditors who are available to help and address clients specific 
utility  needs.  Ansh  Energy  Solutions  Pvt.  Ltd.  advices  its  clients  on  energy  efficiency  and  energy 
conservation  plans, which  are of paramount importance  to them. The areas of our expertise in this 
regard are: 
a)   Energy Audit 
b)   End Use Efficiency Improvement Programmes 
c)   Monitoring & Verification (M&V) 
d)   Energy Conservation Management plan 
 
Audit Team  
 
Anubhav  Gupta,  Director  Ansh  Energy  Solutions  Pvt.  Ltd.  Certified  Energy  Auditor  from  BEE  having 
experience of umpteen project implementations including, manufacturing facility setup, power plant 
setups,  refurbishing  building  envelopes,  organization  and  coordination  of  various  BEE  seminars  and 
workshops.  By  qualification  a  Chemical  Engineer  from  IT‐BHU,  MBA  in  Sales  and  Marketing  and  a 
certified  Six  Sigma  Black  belt  he  brings  and  all  round  experience  of  industry,  institutions  and 
academics together in one place. 
Anshul  Singh  Yadav  Mechanical  Engineer  by  basic  qualification  and  MBA  from  the  Management 
Development  Institute  (MDI),  Gurgaon,  Certified  B.O.E  (Boiler  Operation  Engineer  First  class 
proficiency)  having  over  12  years  of  hands  on  experience  in  in  O&M  of  Power  Plants  and  other 
utilities.  Power  sector  experience,  spans  in  the  diverse  aspects  of  energy  business  from  Plant 
operations  management,  Maintenance  planning,  Fuel  management  and  Strategic  Planning,  Plant 
Commissioning, etc. 
Vikram  Pal  Singh  (PGDBM,  BSc.,  DEE)  is  having  7  years  of  experience  in  energy  audits,  energy 
efficiency projects, project management and training. His area of interest is green buildings and CDM 
linked funding mechanism for Small size green projects. 
 
 
 
 
 
 
 
iv 
 
Abbreviations 
ACs    Air Conditioners 
BEE    Bureau of Energy Efficiency 
CT    Cooling Tower  
ECO    Energy Conservation Opportunity 
EMP    Energy Management Plan 
M
3
/hr        Cubic Meter Per Hours  
FTL    Fluorescent Tube Light Lamp 
HPSV              High Pressure Sodium Vapour 
KVA    Kilo Volt Ampere 
KWH        Kilowatt Hour 
KVAH       Kilo Volt Amperes Hour  
KVAr        Kilo Volt Amperes Reactive 
KW    Kilo Watt 
LPD                Litres Per Day 
MW                 Mega Watt 
O&M        Operation and Maintenance 
P.F    Power Factor 
PV                  Photo Voltaic 
SPC    Specific Power Consumption 
STC                 Standard Test Condition 
SWH               Solar Water Heater 
SQ. M.            Square Meter 
TR    Ton of Refrigeration 
V                     Volt 
 
 
 
 
 
 

 
1.1. Brief  Company  Profile:    Magnum  Ventures  Ltd,  one  of  the  largest  paper  manufacturing 
mills  of  Northern  India  having  installed  capacity  of  85000  TPA.  This  includes  equal  quantity  of 
Cream  wove  Paper,  Maplitho,  Copier,  and  Coated  Duplex  Board.    The  Company  is  having  large 
infrastructures  65000  Square  Meter  and  Five  Lacs  Square  feet  Building  Area  in  Sahibabad 
Industrial  Area,  Ghaziabad  (U.P.).  This  energy  audit  study  was  carried  out  for  6.6MW  thermal 
captive  power plant of  paper mill. This power plant  was commissioned in the  year 2004 as 4.4 
MW unit and expanded to 6.6 MW in year 2008.  
Power  Plant  comprises  of  31  Tph,  Thermax  make,  Bi‐drum,  natural  circulation,  under  bed, 
balanced  draft,  atmospheric  fluidisation  bed  combustion,  bottom  supported,  and  membrane 
wall construction type of a boiler. Two sets of Trevani make turbo generator with 1st Turbine is 
of  4.4  Mw  extraction  cum  condensing  type  and  2nd  Turbine  is  of  2.2Mw  condensing  Type  and 
other power plant auxiliary and power distribution system. 
 
1.2. Scope of the audit study:  The main objective of this exercise is to carry out specific energy 
consumption  analysis  and  make  recommendations  for  reduction  in  auxiliary  power,  optimize 
specific  fuel  consumption  and  to  achieve  a  reduction  in  recurring  expenditure  on  energy  to 
improve  business  viability  by  plugging  the  waste  energy  and  through  improvement  in  the 
operational  and  maintenance  practices  of  the  facility.  Major  areas  covered  under  energy  audit 
study of the Power Plant were Boiler and its auxiliaries, water pumping system, cooling towers, 
motors and electrical distribution system. 
 
1.3. Time Schedule for Conducting the energy audit 
Field study – 4th June 2010 to 11th June 2010 
Report Preparation – 12th June to 30th June 
1.4. Energy Consumption and Energy Generation of the Plant: 
The average daily power production is 1,30,000 units and monthly power production average is 
of 39lacs unit of Power out of which 33.87lacs of unit is supplied to paper plant and rest 4.84 lac 
units  per  month  is  the  Auxiliary  Power  Consumption,  break‐up  of  this  auxiliary  power  is 
graphically represented in following chart. 
 
 
Figure: Share of different equipments in Auxiliary Power Consumption 
59%
25%
11%
5%
Auxiliary Power Components
Pumps Boiler Auxiliary CT Fan Others
1.  EXECUTIVE SUMMARY 
vi 
 
The major part of this auxiliary power is being consumed by water pumping system, followed by 
Boiler auxiliaries like FD Fan, ID Fan, PA Fan and Coal handling system and Coal mill, around 11% 
of  the  auxiliary  power  is  being  consumed  by  cooling  tower  fans  and  rest  5%  is  consumed  by 
remaining equipments and lighting load. 
 
Table: Monthly Fuel Consumption, Steam & Power Production and Supply position 
Month FEB  March  April  May 
Total Coal Consumption in Ton  6368 6200 6238  4969
Cost of Coal (in Rs.)  2,54,62,199 2,61,71,530 2,57,54,803  2,41,85,169
Total Steam Generation (in Ton)  25,103 25,283 24,994  26,169
Steam supply to Plant (in Ton)  13,236 13,353 13,067  13,141
Total Power Generated (KWh)  37,59,000 38,54,500 38,28,000  40,45,000
Power Supply to Plant (Kwh)  33,39,000 34,04,000 33,18,000  34,87,000
Fuel Cost per unit of Power (Rs/Kwh)  6.77 6.79 6.73  5.98
Cost of steam (in Rs/ton)  1014.31 1035.14 1030.44  924.19
Aux Power Consumption Kwh  420,000 450,500 510,000  558,000
Aux Power Consumption Ratio %  8.95 8.56 7.51  7.25
 
Summary of the Baseline Energy Consumption 
1  Average annual electricity production  4,64,59,500 kWh
2  Average annual electricity supply to main Plant  4,06,44,000KWh
3  Average annual auxiliary power consumption  58,15,500KWh
4  Average annual steam generation  3,04,647Ton
5  Average Auxiliary Power consumption ratio  8.07%
6  Average annual Coal consumption for co‐generation  71325ton
7  Average heat rate of 4.4 MW turbine  4700Kcal/kg
8  Average heat rate of 2.2 MW turbine  2800Kcal/kg
9  Average Boiler Efficiency  80%
10  Average turbine cycle efficiency 4.4Mw  18.3%
11  Average turbine cycle efficiency 2.2Mw  30.2%
 
 
1.5. Major observations: 
 Boilers
The  method  of  performance  assessment  chosen  for  Boiler  performance  test  is  the  indirect  method 
of  heat  loss  and  boiler  efficiency  as  per  BIS  standard  8753.  The  test  method  employed  is  based  on 
abbreviated  efficiency  by  loss  method  (or  indirect  method)  tests,  which  neglects  the  minor  losses 
and heat credits.  
The Boiler efficiency is observed as 80.91% against the 83 ±2% design efficiency, there is a margin of 
about  2‐3%  improvement  by  various  measures,  which  are  largely  O&E  related  and  R&M  related. 
About  1‐2%  improvement  is  possible  by  various  O&E  related  aspects  such  as  providing  improved 
insulation at furnace, APH, Economiser, manhole doors and by providing internal lining of fire proof 
cement  on  furnace  doors.  For  further  improvement  in  efficiency,  R&M  activities  are  required 
especially  in  the  area  of  super  heater  so  that  design  parameters  of  super  heated  steam  can  be 
vii 
 
achieved;  in  this  regard  detail  techno  economic  and  cost  benefit  analysis  is  being  carried  out  in 
chapter on turbines. 
 
Overall boiler water, CBD & Steam water quality & chemistry is observed within the prescribed limit 
of  OEM,  however  it  was  observed  that  parameters  like  O2,  residual  hydrazine,  metal  contents  like 
copper and iron and conductivity are not being monitored on regular basis. 
CBD  flow  rate  is  observed  in  the  range  of  600‐900Liters/hr  at  temperature  of  170  °C  leaving  scope 
for heat recovery through flash steam recovery system. 
Observed loss due to moisture in fuel is 0.86 % which can be brought down to a value of 0.20% detail 
is discussed in 3.8 sections. 
 
 Water Pumping System
Water pumping is vital energy consuming area in the power plant. Major pumps which were studied 
in this report are: 
¾ Condensate Extraction pumps 
¾ Boiler feed water pumps 
¾ RO/DM water plant pumps 
¾ Make‐up/transfer pump 
¾ Cooling water circulation pumps 
¾ Raw water pumps 
 
Total approximate energy consumption of pumping system = 10754 Kwh per day  
Total auxiliary power consumption per day = 16200Kwh  
Almost two third of the auxiliary power is consumed by water pumping system. 
From  the  pump  performance  analysis  based  on  the  actual  operating  parameters  we  have  observed 
efficiency of 4.4MW turbine condenser cooling water pumps less than 60% which is on lower side. 
There is no energy and flow meters installed for major pumps in the power plant 
 Turbine
The  average  heat  rate  of  4.4  MW  turbine  is  observed  as  4700Kcal/kg  and  for  2.2MW  turbine  is 
2800Kcal/kg  with  turbine  cycle  efficiency  of  18.3%  and  30.2%  respectively.  In  absence  of 
performance  GTR  data  it  is  difficult  to  identify  deviation  from  that.  It  is  also  observed  that  steam 
generated  in  the  boiler  is  of  specification  65kg/cm2  and  Temperature  445°C  against  the  design 
temperature of 490°C ±5°C. An increase in inlet steam temperature, i.e., an increase in superheat at 
constant  inlet  pressure  and  condenser  pressure  gives  a  steady  improvement  in  cycle  efficiency  and 
lowers the heat rate due to the increase in inlet temp and rising the inlet temperature also reduces 
the  wetness  of  the  steam  in  later  section  of  the  turbine  and  improves  internal  efficiency  of  the 
turbine. 
If the turbine inlet steam temperature is increased to 490°C ±5°C as per the design conditions then 
the heat energy input to the turbine will be increased and corresponding effect in cycle efficiency is 
achieved  @  5.5%  to  6.5%  reduction  in  specific  steam  consumption  for  same  amount  of  power 
generated and turbine efficiency will improve by of 0.6% to 0.72%. 
 Cooling Tower
¾ CT ‐1 range found to be 7.9 and CT‐2 range found to be 11.6 against design of 8 
¾ CT‐1&2 approach found to be 10.73 and 8.8 against design 4 indicates, poor heat transfer. 
¾ CT‐1 &2, effectiveness found to be 42.40% and 56.86% against design 66.66%, which indicates 
poor heat transfer in CT. 
viii 
 
¾ Power  measurements  indicate  under  loading  on  CT  fan  motors  and  power  factor  is  in  the 
range of 0.52 to 0.74. This is poor. 
¾ In Cooling Tower ‐1, Fly ash & other foreign particles are presented in reasonable quantity at 
most of the places like lowers, frills etc. 
¾ As  per  the  water  quality  concerned,  makeup  water  quality  is  very  good,  here  the  scaling 
chances  in  the  system  are  very  less  but  corrosion  is  taking  place  aggressively  specially  in  MS 
pipelines. 
¾ At  some  places  in  cooling  water  piping  system  corrosion  observed  due  to  which  water 
leakage/seepage is existing.  
¾ The  corrosion  in  the  system  is  suspected  due  to  improper  functioning  of  corrosion  inhibitor 
treatment.  As  PH  in  circulating  water  is  around  8.5,  Zn  as  corrosion  inhibitor  will  not  work 
perfectly at higher PH. As Zinc will precipitate at higher PH & not inhibit the surfaces perfectly. 
¾ Alkalinity  in  the  makeup  water  is  very  less;  treatment  philosophy  must  be  designed  to  take 
care of low alkalinity system to control corrosion.    
 
 Electrical system and motors
 
¾ There is no sub metering of the transformers and major equipments. 
¾ The cumulative transformation capacity is 8500 KVA for 4300 MW (5625 KVA) Alternator.  
¾ The earthing pits for transformer are not adequately spaced. 
¾ The overall power factor of the plant is being maintained at above 0.93 lagging, but the power 
factor of some of the individual feeders is below the satisfactory level. 
¾ The  motors  of  Main  elevator  1&2,  Reject  elevator  1,  Ash  Handling  Motor,  and  all  cooling 
tower fans are operating at less than 60% of loading. 
¾ The average total voltage harmonic distortion is 6.45%. 
¾ The average total current harmonic distortion is 9.3%. 
¾ The  variation  between  the  terminal  voltage  and  specified  voltage  is  under  5%  which  is  a 
healthy sign. 
 
 
1.6. Summary of recommendations and energy saving measures: 
 
 Boilers
To  carry  out  modification  and  retrofit  in  super  heater  section  of  Boiler  in  order  to  achieve  design 
parameter  of  main  steam  temperature  of  490°C  ±5°C  will  result  in  saving  of  8  tons  of  coal  per  day 
and will reduce loading on Boiler by almost 1.8TPH, and improvement in boiler insulation will result 
in  efficiency  gain  of  1%  in  boiler.  The  tentative  investment  for  this  work  will  be  approximately  INR 
25,00,000/‐ and simple payback period of 58days. 
ix 
 
Energy  and  Fuel  saving  by  installing  Flash  steam  recovery  system  for  Boiler  Continuous  Blow  down 
(CBD)  the  tentative  saving  of  fuel  through  this  measure  should  be  53580Kgs  of  coal  and  tentative 
investment for installing this system will be of INR 4,50,000/‐ and simple payback period of 557days. 
About  1‐2%  improvement  in  boiler  efficiency  is  possible  providing  improved  insulation  and  re‐
insulation of damaged areas around, APH, Economiser, manhole doors, and at various other ducting 
points need to be redone and by providing internal lining of fire proof cement on furnace doors cost 
of  this  work  is  already  taken  in  account  in  first  point.  The  tentative  saving  from  this  step  will  be 
saving  of  500Ton  per  annum  of  coal  consumption  on  account  of  improved  boiler  efficiency  even  if 
1% gain in boiler efficiency is achieved. Resulting into monetary saving of INR27,50,000/‐. 
Loss due to moisture in fuel is 0.86 % which can be brought down to a value of 0.20% by employing 
method for fuel moisture removal through piping a portion of flue gases at stack temperature on to 
the  hooded  conveyor  of  coal  feed  suing  nozzles.  Tentative  investment  for  the  duct  and  pipe  work 
should  be  INR  3,00,000/‐  and  overall  boiler  efficiency  gain  of  0.66%  will  result  in  annual  saving  of 
INR. 19,15,465/‐. Hence a simple payback period of 2 months.  
 
 Water Pumping System
By  replacing  cooling  water  circulating  pumps  with  the  energy  efficient  pumps  which  will  have  less 
specific energy consumption with respect to volume of water pumped and will give recurring energy 
saving  of  190,895units  per  annum  if  motor  is  also  replaced  by  energy  efficient  class  of  Motors  and 
113,880 units if only pump is replaced and existing motors are utilised. 
Payback  period  for  proposed  replacement  of  pumps  in  case‐1  is  87days  and  in  case  ‐2  is  146days. 
Quotation in this regard is attached as annexure for your reference. 
 
We  also  recommend  installation  of  Flow  and  Energy  meters  for  all  major  power  consuming  pumps 
and  observe  flow  and  power  pattern  on  regular  basis  (Shift  and  Daily  basis).  So  that  pumps  having 
deviation in specific power consumption can be identified by plant operation team. 
 
 Cooling Tower
For  energy  savings  and  better  air  flow  consider  replacement  of  Aluminum  alloy  cooling  tower  fan 
blades, with energy efficient FRP hollow fan blade. Estimated saving on account of each set of blades 
replaced will of 52560Kwh in case ‐1 when both Fan and motor are replaced and 26280 Kwh in case ‐
2 when only fan blades are replaced with utilizing same motor. The investment for each set of blades 
is of INR 85,000/‐ and simple payback period on account of saving through reduced recurring energy 
consumption, for each set of fan blades replaced is 4months in case ‐1 when FRP Hollow Fan blades 
are  installed  with  new  high  efficiency  motor  and  8  months  in  case‐2  if  only  new  set  of  FRP  Hollow 
Fan  blades  are  installed  with  existing  motor.  Quotation  in  this  regard  is  attached  as  annexure  for 
your reference. 
 
Cooling  tower  fills  needs  to  be  checked  for  fill  chocking  and  poor  water  distribution.  Equal  and 
uniform  water  flow  to  each  cell  to  be  ensured  for  proper  distribution  of  water  as  this  will  improve 
effectiveness of Cooling Tower. Improved CT performance will allow to stop one CT fan during cold 
weather conditions.  
Monitor  approach,  effectiveness  and  cooling  capacity  for  continuous  optimisation  efforts,  as  per 
seasonal variations as well as load side variations. 
 
A good chemical treatment with proper monitoring of the system will overcome all the water related 
problems in the system and the corrosion in the system is suspected due to improper functioning of 
corrosion inhibitor treatment. As PH in circulating water is around 8.5, Zn  as corrosion inhibitor will 

 
not  work  perfectly  at  higher  PH.  As  Zinc  will  precipitate  at  higher  PH  &  not  inhibit  the  surfaces 
perfectly, so consider organic treatment which will be a good option for corrosion control. 
 
Corrosion  rack  must  be  installed  on  monthly  basis  to  check  corrosion  rate  (mpy)  in  the  system  this 
system can be installed by cooling water treatment programme vendor at FoC. 
 
 Electrical system and Motors
 
The earthing pits provided for transformer are also not adequately spaced. This causes the earthing 
currents to either keep circulating in the system or is injected into the ground at various stages thus 
increasing  heat  losses.  Due  to  this  a  major  amount  of  energy  which  is  produced  is  not  recorded  in 
the meters and a low efficiency is recorded. The proper earthing also enhances the protection relays 
to function as per the design parameters and will improve system safety and reliability. 
The installed capacitors need to be tested and relocated and some new capacitors need to added in 
the system so that the plant transmission and distribution losses are reduced. The expected annual 
savings  from  this  measure  should  be  approximately  INR  36,44,160/‐.  The  tentative  investment 
required  for  purchase  of  capacitors  of  750Kvar  is  INR  3,59,950/‐    and  simple  payback  period  of  1.2 
months. 
12  motors  are  recommended  to  be  changed  with  proper  rating  of  energy  efficient  motors  as 
suggested in following table:  
 
Table: Techno economic analysis for replacement suggested motors
 
The capital investment required for replacing the above mentioned motors is    INR 6,77,700/‐ 
The cumulative tentative annual saving in energy is                                            681959 KWH 
The cumulative monetary saving should be                                                  INR 34, 09,797/‐ 
The cumulative simple payback period is                                                       3 months 
 
xi 
 
 Summary of overall saving
The  f ol l owi ng  Tabl e  presents  the  summary  of   vari ous  energy  conservati on 
measures  suggested  after  conducti ng  the  Energy  Audi t  of   M/s  Magnum  Ventures 
Power  Pl ant  Shai babad  (UP) 
 
SNO.  ENERGY SAVING PROPOSAL 
ANNUAL 
SAVINGS 
INVESTMENT 
REQUIRED 
SIMPLE PAY 
BACK PERIOD 
   Rs. Rs.  Months

R&M in super heater section of boiler
1,56,58,500  25,00,000  2 

improving insulation for boiler and steam 
piping and by providing internal lining of fire 
proof cement on furnace doors 
27,50,000 
Nil 
as  cost of insulation is 
considered in above 
immediate 

Flash steam recovery system for Boiler CBD.
294,690  4,50,000  18.5 

Energy Saving by Flue gas heat 
impingement on feed stock conveyor 
19,15,465  3,00,000  2 

 
Replacing cooling water circulating pumps 
with EE Pumps  Case‐1 when motor+ pump 
both replaced 
Case‐2 only pump replaced 
9,54,475 
 
227,560  3 
5,69,400  227,560  5 

Replace CT Fan blade by EE FRP hollow fan 
Blades Case‐1 blade and motor both replaced 
Case‐2 only fan blade replaced 
15,76,800  5,10,000  4 
7,88,400  5,10,000  8 

Adequately  spacing earthing pits of 
transformer 
     
8  Relocating and installing capacitors  36,44,160  3,60,000  1.2 

Replacing 12 motors with high efficiency 
proper size of motors 
34,09,797  6,77,700  3 
  Total
2,90,30,412  50,25,260  2.1 
Page 1  
 
2 2. . I IN NT TR RO OD DU UC CT TI IO ON N T TO O E EN NE ER RG GY Y A AU UD DI IT T A AN ND D M ME ET TH HO OD DO OL LO OG GY Y
 
2.1. Audit Objective and purpose of Energy Audit 
The  main  objective  of  this  exercise  is  to  carry  out  specific  energy  consumption  analysis  and  make 
recommendations  for  reduction  in  auxiliary  power,  optimize  specific  fuel  consumption  and  to  achieve  a 
reduction in recurring expenditure on energy to improve business viability by plugging the waste energy 
and through improvement in the operational and maintenance practices of the facility.  
2.2. Scope of Work 
The aim and scope of audit is to quantify the fuel and energy consumption of the facility. It further aims 
to  identify  the  loss  avenues  in  the  systems  and  establish  total  and  specific  steam  generation,  boiler 
efficiency  monitoring,  load  balancing,  run‐ability  optimization  and  achieving  best  possible  fuel  to  steam 
ratio. The audit will thus cover parameter detection of: 
 
1. Feed water inlet flow. 
2. Blow Down flow estimation (If possible). 
3. Inlet air temperature. 
4. Temperature of exhaust to stack. 
5. Feed water quality. 
6. Cycle of concentration 
7. Variance in phase loading of motors ACB’s and Transformer 
8. Operation of motors 
9. Losses due to poor capacitor behaviour or installation faults. 
10. Load curves. 
 
The completion of audit will achieve identification of all types of boiler losses and possible ECOs (Energy 
Conservation  Opportunities).  It  will  highlight  the  efficiency  improvement  possibilities  in  motors, 
capacitors and voltage variations. 
The  Audit  has  been  done  specifically  for  the  steam  generating  unit,  HVAC  and  Electricity  Load 
Distribution. 
This inspection report reflects the conditions of the equipment at the time of the inspection only. Please 
note that equipment conditions change with time and use and the conditions noted in this report may 
change in appearance and severity as time progresses or with mishandling. Hidden or concealed defects 
cannot  be  included  in  this  report.  An  earnest  effort  was  made  on  our  behalf  to  discover  all  fallacies; 
however  in  the  event  of  an  oversight  no  liability  is  acceptable.  No  warranty  is  either  expressed  or 
implied. This report is not an insurance policy, nor a warranty service. 
2.3. Methodology and approach followed 
ANSH ENERGY SOLUTIONS PVT. LTD, conducted the investment grade energy audit study for the 
6.6MW  Cogeneration  Captive  Thermal  Power  Plant  of  M/S  Magnum  Ventures  Ltd.,  Shaibabad, 
Uttar  Pradesh,  during  June,  2010.  As  a  part  of  the  study,  the  energy  audit  team  visited  the 
Page 2  
 
premises  for  undertaking  performance  assessment  of  various  energy  consuming  equipments 
installed  in  the  building  using  sophisticated  energy  audit  instruments.  The  following 
methodology was adopted for successful conduct of the study: 
 
• Monitoring  of  energy related  parameters  of  various  equipments  using  sophisticated  and 
portable energy audit instruments. 
• Online measurement of operating data with various instruments.  
• Collection of details regarding electricity consumption in the past, maximum demand and 
power factor. 
• Discussion with concerned officials to take note of energy conservation activities already 
undertaken, if any. 
• Critical analysis of data collected during field visit. 
o Identification  of  opportunities  having  possible  energy  conservation  potential  and 
quantification of energy losses.   
o Identification of suitable measures for reducing energy consumption. 
o Preparation of financial analysis for recommended measures. 
 
2.4. Time Schedule for Conducting the energy audit 
Field study – 4
th
 June 2010 to 11
th
 June 2010 
Report Preparation – 12
th
 June to 30
th
 June 
2.5. Details of the Instruments used 
Following major instruments were used during the field study and data collection 
1. Power and Harmonics Analyser 
2. Ultrasonic Flow Analyser 
3. Contact type and non‐contact type infrared temperature sensors 
4. Anemometer 
5. Lux meter 
6. Oxygen Probe and Flue gas analyser 
7. Distance meter 
8. Contact type digital tachometer 
 
2.6. Description of the Plant 
Magnum Ventures Ltd. is a Paper Plant and Energy audit of its 6.6MW captive thermal power plant 
was carried out in the month of June 2010. 
The  Magnum Ventures Power Plant is having following major Plant and Apparatus: 
Boiler: Thermax make, Bi‐drum, natural circulation, under bed, balanced draft, atmospheric 
fluidisation bed combustion, bottom supported, and membrane wall construction type of a boiler. 
Page 3  
 
This boiler is normally operated @ 35‐37Tph  
Turbine: Plant is having two sets of turbo generator both of Trevani make 1
st
 Turbine is of 4.4 Mw 
extraction cum condensing type and 2
nd
 Turbine is of 2.2Mw condensing Type. 
Cooling Tower: Plant is having 2 Nos of Paharpur make 1200 m
3
/hr flow rate, induced draft cross flow 
type of cooling towers. 
Coal handling system: Magnum Ventures Power Plant receives coal through road and coal is stored in 
yard. The process flow diagram is represented as under:   
Yard       Coal Breaking Screen         Conveyer        Screen              Coal Crusher    
  Top Screw  Main Elevator   Screw   Shoot            Reject elevator   
             Bunker           Coal Feeder     
 
2.7. Energy Consumption Profile and Energy Management System 
Table: Monthly Fuel Consumption, Steam & Power Production and Supply position 
Month FEB  March  April  May 
Total Coal Consumption in Ton  6368  6200 
6238  4969 
Cost of Coal (in Rs.)  2,54,62,199  2,61,71,530 
2,57,54,803  2,41,85,169 
Total Steam Generation (in Ton)  25,103  25,283  24,994 
26,169 
Steam supply to Plant (in Ton)  13,236  13,353  13,067 
13,141 
Total Power Generated (KWh)  37,59,000  38,54,500 
38,28,000  40,45,000 
Power Supply to Plant (Kwh)  33,39,000  34,04,000  33,18,000 
34,87,000 
Fuel Cost per unit of Power (Rs/Kwh) 
6.77  6.79  6.73  5.98 
Cost of steam (in Rs/ton)  1014.31  1035.14  1030.44  924.19 
Aux Power Consumption Kwh  420,000  450,500  510,000 
558,000 
Aux Power Consumption Ratio %  8.95  8.56  7.51 
7.25 
 
Page 4  
 
 
Figure: Feed water consumption, Steam Generation and Process Steam supply 
 
 
Figure: Power Production, Power Supply to Plant and Auxiliary Power Consumption 
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Feb/10 Mar/10 Apr/10 May/10
Steam Genration
Steam Supply to Plant
Feed Water Consumption
0
5,00,000
10,00,000
15,00,000
20,00,000
25,00,000
30,00,000
35,00,000
40,00,000
45,00,000
Feb/10 Mar/10 Apr/10 May/10
Prower Genrated
Power Supplied to Plant
Aux Power
Page 5  
 
 
Figure: Auxiliary Power ratio and cost of Steam & Power 
 
Figure: Share of different equipments in Auxiliary Power Consumption 
2.8. Equipment and Major Areas for Energy Audit 
Major  areas  of  energy  audit  in  Magnum  Ventures  Power  Plant  were  Boiler  and  its  auxiliaries,  water 
pumping system, cooling towers, motors and electrical distribution system. The objective of this audit 
was  to  carry  out  specific  energy  consumption  analysis  and  make  recommendations  for  reduction  in 
auxiliary power. 
 
 
 
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Feb/10 Mar/10 Apr/10 May/10
Auxilary Power Ratio %
Cost of Steam Rs./kg
Cost of Power Rs./Unit
59%
25%
11%
5%
Auxiliary Power Components
Pumps Boiler Auxiliary CT Fan Others
Page 6  
 
2.9. Energy Management Action Plan 
 
2.10. References 
¾ The Steam and Condensate Loop Book – Best practice guide to energy saving solutions 
¾ Power Plant Engineering – P.K. Nag 
¾ BEE Manual on Energy Efficiency testing (Book 4) 
¾ Perry’s Handbook of Chemical Engineers (2003) 
¾ Spirax Sarco website 
¾ www.emerson.com 
¾  www.lenntech.com/boiler‐feedwater.htm 
¾ MCT31 Harmonic Calculation software and Energy Box energy savings calculation software 
¾ Online turbine performance analysis by Engineering toolbox 
Page 7  
 
3 3. . B BO OI IL LE ER R
 
BOILER 
3.1 BACKGROUND 
The  boiler  of  Magnum  Ventures  Power  Plant  is  used  to  produce  steam  at  the  high  pressure  and 
temperature required for the steam turbine that drives the electrical generator and extracted steam from 
extraction cum condensing turbine is supplied to process plant used in paper manufacturing process. The 
boiler has furnace, steam drum, mud drum, super heater coils, and economiser and air pre‐heaters. 
The  air  and  flue  gas  path  equipment  include  forced  draft  fan(FD),  PA  Fan,  induced  draft  fan  (ID),  air 
preheaters (APH), boiler furnace, fan, fly ash  collectors (electrostatic precipitators) and the flue gas stack. 
Brief schematic diagram of a typical system is given below. 
The brief specifications of this boiler are as follows: 
Particulars  Unit 
Details at Normal Continuous 
rating, NCR 
Make    Thermax 
Type    Water tube Bi‐drum 
Capacity  Tph  31 
Main steam pressure  Kg/cm
2
  65kg/cm
2
 
Main steam temperature  °C  490 ± 5°C 
Boiler efficiency  %  83 ± 2 
Super heater outlet flow  Tph  31 
Coal calorific value‐GCV  Kcal/kg  5680 (70%Coal and 30% Pet coke) 
Coal consumption  Tph  NA 
Total combustion air  Tph   
LTSH outlet temperature  °C  340 
Water‐economiser inlet temperature   °C  125 
Water‐economiser outlet temperature  °C  185 
Oxygen content at  economiser outlet  %  3.5 
3.2 Operational efficiency of the boiler 
The  boiler  efficiency  trial  was  conducted  to  estimate  the  operational  efficiency  under  as  run  conditions. 
The  efficiency  evaluations,  by  and  large,  follows  the  loss  components  mentioned  in  the  reference 
standards for boiler testing at site using indirect methods mentioned in BS 845:1987 as amended on date. 
The  method  of performance assessment chosen is the indirect method of heat  loss and boiler efficiency 
as  per  BIS  standard  8753.  The  test  method  employed  is  based  on  abbreviated  efficiency  by  loss  method 
(or  indirect  method)  tests,  which  neglects  the  minor  losses  and  heat  credits.  The  major  losses  covered 
are: 
• Heat loss due to dry flue gas losses. 
• Heat loss due to moisture in fuel 
• Heat loss due to moisture in air. 
• Heat loss due to hydrogen in fuel 
Page 8  
 
• Heat loss due to un‐burnt carbon in fly ash and bottom ash. 
• Heat loss due to radiation to be assumed depending on emissivity of surface 
• Unaccounted losses as declared by the boiler supplier 
 
Following formula are used for estimation and calculation of Losses by indirect method: 
a. Calculation for Dry Flue gases: 
 
 
b. Heat loss due to dry flue gas
This is the greatest boiler loss and can be calculated with the following formula:
Page 9  
 

 
c. Loss due to un‐burnt carbon in ash, L
uca
 
Loss due to un‐burnt carbon in ash, L
uca
=  
 
 
 
 
 
d. Loss due to moisture in fuel, L
mf
   
Loss due to moisture in fuel, L
mf 
= M*[(0.45*(FGT‐ABT)) + 584] 
            GCV of Fuel 
Where: 
M = is kg of moisture in 1 kg of fuel  
Cp = Specific heat of superheated steam in kCal/kg°C 
FGT = Flue gas temperature in °C 
ABT = Ambient temperature in °C 
584 = Latent heat corresponding to partial pressure of water vapour 
e. Loss due to hydrogen in fuel, L
hf
 
Loss due to hydrogen in fuel, L
hf 
=  9*H

* [(0.45 * (FGT‐ABT)) + 584] * 100 
              GCV 
Where 
    H
2
 is kg of H
2
 in 1Kg of Fuel 
 
f. Loss due to moisture in air, L
ma 
 
Loss due to moisture in air, L
ma
 = AAS*humidity*0.45*(FGT‐ABT)*100/GCV 
Where  
    AAS       = Actual mass of air supplied 
    Humidity = Humidity of air in kg/kg of dry air 
 
g. Radiation and un‐accounted losses these losses considered as given in PG test/Design 
documents. 
Alternatively, the radiation losses can be estimated by measuring the surface temperatures and 
surface areas of the boiler section. 
Normally surface loss and other unaccounted losses are assumed based on type and size of the 
boiler as given below. 
For industrial fire tube / packaged boiler = 1.5 to 2.5% 
L
uca
=  CV of carbon in Kcal/kg * [(C%FA*F
Ash
) + (C% BA* B
Ash
)]  
GCV of Fuel Kcal/Kg 
Where 
C% BA ‐ % of Carbon in Bottom Ash 
C%FA ‐ % of Carbon in fly ash 
B
Ash
 – Bottom ash quantity in Kg/Kg 
F
Ash
 – Fly ash quantity in Kg/Kg 
Page 10  
 
For industrial watertube boiler = 2 to 3% 
For power station boiler = 0.4 to 1%  
These losses can be calculated if the surface area of boiler and its surface temperature are known as 
given below: 
 
L
G
 = 0.548 X [{T
S
/55.55}
4
] + 1.957 X (Ts‐Ta)
1.25
 X √V

Where 
L
G  
 = Radiation loss in watts/m

V
m
 = Wind velocity in m/s 
T
s
  = Surface temperature (°K) 
T
a
 = Ambient temperature (°K) 
 
3.3  Blow down losses : 
Dissolved  salts  find  entry  to  the  boiler  through  make‐up  water  which  is  continuously  fed  by  the  Boiler 
Feed  Water  pump  (  bfw).  In  the  boiler,  there  is  continuous  evaporation  of  water  into  steam.  This  leaves 
behind the salts in the boiler. Concentration of these salts, tend to increase in the boiler drum and starts 
precipitation after certain concentration level. 
Water  from  the  drum  should  be  blown  down  to  prevent  concentration  of  salts  beyond  certain  limits. 
Since the water in the boiler drum is at a high temperature (equivalent to it's saturation temperature at 
boiler drum pressure), excess blow‐down will lead to loss of energy known as 'blow‐down losses'. 
Blow‐down  rate  reduces  the  boiler  efficiency  considerably  as  could  be  seen  from  the  figure.  Hence  it  is 
imperative that blow‐down rates are optimized, based on the hardness levels of boiler drum water which 
is a function of the operating pressure. 
In  boiler  operation  practice,  rate  of  blow  down  increases  with  steam  pressure  as  the  scaling  tendency 
increases  with  high  temperature  because  the  hardness  limits  are  very  stringent.  While  figure    gives  an 
estimate  of  %  blow  down  on  losses,  the  same  may  be  calculated  from  the  hardness  levels  of  make‐up 
water , flow rate ,steam generation rate and the hardness level of drum water (observed). 
Model  given  below  could  be  used  to  determine  the  maximum  limits  of  TDS  (total  dissolved  solids)  that 
could  be  tolerated  in  the  boiler  drum  operating  at  various  pressures.  The  correlation  is  based  on 
American Boiler Manufacturers' Association code of practice. 
However, if the limits stipulated by the Boiler Designer are less than this value, the lower of the two must 
be taken as the tolerance limit.  
 
Where TDS is the permissible Total Dissolved Solids in ppm at the boiler drum and Pr is the drum pressure 
in psig. 
The quantity of blow down to maintain the given status of boiler water in terms of TDS is determined by 
the material balance of solids across the boiler drum as given in the figure below. 
3.4  Blow Down Rate Estimation : 
For estimating the boiler drum blow down rates, following nomenclatures are used. 
Let 
F = feed water in t/hr 
C
m
 = Concentration of TDS in make‐up water in ppm 
C

= Concentration of TDS in feed water in ppm. 
C

= Concentration of TDS in blow‐down water 
m = weight fraction of make‐up water in feed water. 
Page 11  
 
 
Figure:  Impact of Blow down Rate of fuel loss. 
 
For establishing the blow‐down rate, a material balance on TDS is developed as shown. 
TDS balance: 
W
bd
 * C
b
 = F * m * Cm ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐i 
F = W

+ W
bd
 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ii 
Therefore equation i may be written as 
Wbd * Cb = ( Ws + Wbd) * m * Cm ‐‐‐‐‐iii 
 
Page 12  
 
If C

is the TDS present in the combined feed water to the boiler, above equation may be written as 
W
bd
 * C
b
 = ( W
s
 + W
bd
) * C
f
 ‐‐‐‐‐iv 
If  more  than  the  required  quantity  (i.e  W
bd
  t/hr)  is  blown  down,  the  excess  quantity  will  result  in 
lower boiler efficiency . Hence, it is imperative that boiler blow down rate is monitored continuously 
for  achieving  high  boiler  efficiency.  An  optimal  blow  down  rate  may  be  calculated  taking  into 
consideration the impact of high TDS on poor heat transfer vs boiler efficiency. 
Table : Data Sheet for Boiler efficiency evaluation 
Parameters  Unit  Design  As run 
data 
Duration 0900hrs to 1500hrs 07‐
06‐2010 
Hr   
 
Average Unit Load  Tph    35.54 
% of NCR      114.65%
Coal Consumption  Kg    35000 
Ambient parameters       
Dry bulb temperature  °C    35 
Wet bulb temperature  °C    21.1 
Relative humidity  %    42.8 
Moisture content in air  Kg/kg 
of air 
 
0.014 
Coal Parameters – Ultimate 
Analysis 
   
 
Carbon (C)  %    58.96 
Hydrogen (H)  %    7.16 
Sulphur (S)  %    0.56 
Nitrogen  %    2.02 
Oxygen  %    9.88 
Total moisture (H
2
O)  %    7.43 
Ash  %    13.99 
Gross calorific value  Kcal/kg   5491 
Steam Parameters       
Main steam flow  Tph    35.54 
Main steam pressure  Kg/cm
2
    65.09 
Main steam temperature  °C    446.41 
Air/Flue gas parameters (APH 
inlet) 
   
 
Oxygen content at inlet  %    2.8 
Flue gas temperature at inlet  °C    205.6 
Air Temperature at inlet  °C    32 
Air/Flue gas parameters (APH 
outlet) 
   
 
Flue gas temperature at outlet  °C    153.27 
Oxygen content at outlet  %     
Air temperature at outlet  °C    155 
Oxygen content at ID fan inlet  %    3.7 
Carbon content in fly ash  %    4 
Carbon content in bottom ash  %    8 
Bottom ash quantity (dry basis)  Kg/kg of Coal    0.3 
Fly ash quantity (dry basis)  Kg/Kg of Coal    0.7 
 
Page 13  
 
 The Boiler efficiency calculations are given in following table: 
 
Table: Boiler efficiency calculation for trial run period on 07
th
 June 2010 by direct method 
S.No. 
Feed water 
supplied 
(ton) 
Steam 
Produced 
(ton) 
Fuel 
Fired (kg) 
Moisture 
content 
in Fuel 
(%) 
Time 
Duratio

(Hours) 
Dry fuel 
weight 
available 
Fuel 
Calorific 
value 
(kcal/kg) 
Available 
energy (gcal) 
Energy 
attained in 
steam at 
65kg/cm2 
Overall 
Efficienc

1  217  212  35000  5.8  4  38220.0  5491  209866.02  166976.50  79.56% 
 
 
Table: Steam & Power Production, Plant fuel rate and Boiler efficiency calculations 
Date 
Feed water 
consumption 
(ton) 
Steam 
Production 
(ton) 
Coal 
Consum
ption 
Power Generated 
(units) 
Overall 
plant 
fuel rate 
kg/kWh 
Boiler 
Efficiency 
4.4MW  2.2MW  Total 
06‐06‐2010  914  890  139  91000  44000  135000  1.03  79.25% 
07‐06‐2010  872  847  136  93000  37000  130000  1.05  77.08% 
08‐06‐2010  916  893  141  99000  38000  137000  1.03  78.39% 
09‐06‐2010  822  796  125  89000  34000  123000  1.02  78.82% 
10‐06‐2010  927  900  142  101000  39000  140000  1.01  78.44% 
 
 
Table: Efficiency evaluation of Boiler by indirect method during trial run period on 07
th
 June 2010 
Parameters  Unit
Design 
Value 
Actual 
Value 

Deviation
Load  Ton       
Fuel GCV  Kcal/Kg    5491   
loss due to dry flue gases, L
dfg
  %    5.52   
Loss due to Hydrogen in Fuel  %    7.49   
Loss due to moisture in air  %    0.15   
Loss due to unburnt carbon in ash, 
L
uca
 
%   
0.67 
 
Loss due to moisture in fuel, L
mf
  %    0.86   
Radiation Loss  %    2.2   
Unaccounted loss and 
manufacturers margin 
%   
Na 
 
Heat loss due to blowdown  %    1.4   
Loss due to furnace door draft  %    0.8   
Total Loss      19.09%   
Boiler Efficiency (1‐Total Loss)  %  83 ± 2%  80.91%  0.09% 
  
The  heat  loss  profile  covering  losses  through  unburnt  in  ash,  sensible  heat  loss  in  flue  gases, 
moisture  in  combustion  air,  loss  due  to  presence  of  hydrogen  and  moisture  in  coal,  radiation  and 
unaccounted  loss,  are  represented  in  above  table.  Above  trial  data  is  average  value  during  30  min. 
interval. 
It  may  be  observed  that  as  against  83%  design  efficiency,  there  is  a  margin  of  about  2‐3% 
improvement by various measures, which are largely O&E related and R&M related. About 
1‐2% improvement is possible by various O&E related aspects such as providing improved insulation 
at furnace, APH, Economiser, manhole doors and by providing internal lining of fire proof cement on 
furnace  doors.  For  further  improvement  in  efficiency,  R&M  activities  are  required  specially  in  the 
Page 14  
 
area  of  super  heater  so  that  design  parameters  of  super  heated  steam  can  be  achieved,  in  this 
regard detail techno economic and cost benefit analysis is being carried out in chapter on turbines. 
 
3.5  Boiler Water Treatment 
Water quality influences the performance of boiler internals. As energy auditors we observed
the present water treatment parameters pertaining to:
Type and rated capacity 
Operating capacity of the internal and external treatment methods 
Water quality parameters 
Control of blow down (CBD & IBD) 
Condensate polishing
Table: DM water, feedwater, CBDand Steam parameters as on 04
th
 June 2010 
Particulars  Unit  MB  Feed water  CBD  Steam 
Ph     6.5  9.0  9.5  8.5 
P Alk  ppm  Nil  1.0  6.0  1.0 
T Alk  ppm  3.0  5.0  12  4.0 
Total Hardness  ppm  Nil  nil  Nil  nil 
Chlorides  ppm  4.0  4.2  6.3  4.0 
TDS  ppm  0.0  2.6  23.3  1.6 
 
: DM water, feedwater, CBDand Steam parameters as on 01
st
 June 2010 
Particulars  Unit  MB  Feed water  CBD  Steam 
Ph     6.5  9.0  9.5  8.5 
P Alk  ppm  nil  1.0  5.0  1.0 
T Alk  ppm  4.0  5.0  10  4.0 
Total Hardness  ppm  nil  nil  nil  nil 
SiO
2
  ppm  ‐  0.02  1.3  0.02 
Chlorides  ppm  4.2  4.2  6.3  3.5 
TDS  ppm  0.0  2.6  23.3  1.6 
 
 Observations 
¾ Overall boiler water, CBD & Steam water quality & chemistry is observed within the 
prescribed limit of OEM, however it was observed that parameters like O
2
, residual 
hydrazine, metal contents like copper and iron and conductivity are not being 
monitored on regular basis. 
¾ CBD flow rate is observed in the range of 600‐900Liters/hr at temperature of 170 °C 
leaving scope for heat recovery through flash steam. The amount of flash steam which 
can be released by the CBD water blow down flow rate of 600Kg/hr at 1 bar g would be 
199.3 kg/h of flash steam. 
¾ This flash steam recovery will reduce load on DM plant by 200Kg/hr as pure water can 
be recovered by installing Boiler continuous blow down (CBD) heat recovery system.
3.6  Boiler blow down heat recovery applications 
Continuous  blow  down  of  boiler  water  is  necessary  to  control  the  level  of  TDS  (Total  Dissolved 
Solids)  within  the  boiler.  Continuous  blow  down  lends  itself  to  the  recovery  of  the  heat  content  of 
the blow down water and can enable considerable savings to be made. 
Page 15  
 
Boiler blow down contains massive quantities of heat, which can easily be recovered as flash steam. 
After  it  passes  through  the  blow  down  valve,  if  the  lower  pressure  water  flows  to  a  flash vessel.  At 
this point, the flash steam is free from contamination and is separated from the condensate, and can 
be used to heat the boiler feed tank/condensate tank or can be supplied back to Deaerator tank (see 
Figure for a typical application of flash steam recovery system). 
The residual condensate draining from the flash vessel can be passed through a plate heat exchanger 
in  order  to  reclaim  as  much  heat  as  possible  before  it  is  dumped  to  waste.  Up  to  80%  of  the  total 
heat contained in boiler Continuous Blow Down can be reclaimed in this way. 
 
 
Figure: Typical heat recovery system from boiler blow down 
Consider the CBD water and process plant condensate is being discharged to a flash vessel 
pressurized at 1 bar g and at temperature of 170°C. If the return line were connected to a vessel at a 
pressure of 1 bar g, then it could be seen from steam tables that the maximum heat in the 
condensate at the trap discharge would be 505 kJ/kg and the enthalpy of evaporation at 1 bar g 
would be 2201 kJ/kg. 
 
The proportion of the condensate flashing off at 1 bar g can then be calculated as follows: 
Heat in condensate at 4 bar g = 640 Kj/kg 
At 1 bar g saturated condensate can only hold = 505 Kj/Kg 
Surplus heat in saturated condensate at 1 bar g = 135 Kj/kg 
Heat in steam at 1 bar g = 2201 Kj/kg 
 
Proportion of flash steam = 135 Kj/kg/ 2201 Kj/Kg 
Proportion of flash steam from the condensate = 0.061 (6.1%) 
In this case, if the equipment using steam at 4 bar g were condensing 15000 kg/h of steam, then the 
amount of flash steam released by the condensate at 1 bar g would be 0.061 x 15000 kg/h = 919.5 
kg/h of flash steam. 
Therefore, the amount of flash steam produced can depend on the type of steam trap used, the 
steam pressure before the trap, and the condensate pressure after the trap. 
Similarly for CBD water flash recovery  
Page 16  
 
 
The proportion of the condensate flashing off at 1 bar g can then be calculated as follows: 
Heat in condensate at 64 bar g = 1236 Kj/kg 
At 1 bar g saturated condensate can only hold = 505 Kj/Kg 
Surplus heat in saturated condensate at 1 bar g = 731 Kj/kg 
Heat in steam at 1 bar g  = 2201 Kj/kg 
 
Proportion of flash steam = 731 Kj/kg/ 2201 Kj/Kg 
Proportion of flash steam from the condensate = 0.332 (33.2%) 

In  this  case,  if  the  CBD  water  at  64  bar  g  were  released  @  600  kg/h  of  saturated  water,  then  the 
amount of flash steam released by the condensate at 1 bar g would be 0.332 x 600 kg/h = 199.3 kg/h 
of flash steam. 
 
Flash  vessels  are  used  to  separate  flash  steam  from  condensate.  Following  Figure  shows  a  typical 
flash vessel constructed in compliance with the European Pressure Equipment Directive 97/23/EC. 
 
After condensate and flash steam enter the flash vessel, the condensate falls by gravity to the base 
of the vessel, from where it is drained, via a float trap, usually to a vented receiver from where it can 
be pumped. The flash steam in the vessel is piped from the top of the vessel to any appropriate low 
pressure steam equipment. 
 
 
Figure: A typical flash vessel 
 
3.7 Energy Saving by Flash steam recovery 
Energy and Fuel saving through Flash steam recovery can be calculated as under: 
 
Page 17  
 
The heat requirement for increasing the temperature of 199kg of cold make‐up water by 140°C 
(fresh make up water temperature as 30°C and flash steam temperature of 170°C), by using 
following Equation 
 
Where: 
Q   =  Quantity of energy (kJ) 
m  =  Mass of the substance (kg) 
c
p
  =  Specific heat capacity of the substance (kJ/kg °C) 
ΔT  =  Temperature rise of the substance (°C) 
 
In our case m is 199Kg; ΔT is the difference between the cold water make‐up and the temperature of 
returned flash steam from CBD water; c
p
 is the specific heat of water at 4.19 kJ/kg °C. 
199 kg x 4.19 kJ/kg °C x 140°C = 116733.4 kJ/kg 
Basing the calculations on an average for a plant in operation 8 400 h/year (350 days of operation), 
the energy required to replace the heat in the make‐up water is: 
116733.4 kJ/kg x 8 400 h/year = 980 560.56 GJ/year 
Or 27900Kcal/kg X 8400 h/year = 234360 Gcal/year 
If the average boiler efficiency is 81%, the energy supplied to heat the make‐up water is: 
 
2S4S6u ucal¡yeai
u.81
= 289SSS.SS uCal¡yeai 
 
Amount of Fuel saved considering calorific value of coal as 5400Kcal/kg = 53580Kgs 
Cost of fuel saved per year considering cost of coal as Rs 5500 per ton – Rs. 294,690/‐ 
Cost of installing flash heat recovery system for continuous blow down shall be Rs 4.5 lacs 
Simple payback period is 1.53 years or (557 days/ 80 week) 
3.8 Energy Saving by Flue gas heat impingement on feed stock conveyor 
Observed loss due to moisture in fuel is 0.86 % which can be brought down to a value of 0.20%. 
The easiest method for fuel moisture removal is piping a portion of flue gases at stack temperature 
on to the hooded conveyor of coal feed suing nozzles. 
A picture for example of fuel heating and moisture removal is attached below. 
The saving of 0.66% amounts to ‐ 0.66% x Rs. 24185169 (May Consumption) = Rs. 1,59,622 
Thus the annual savings are 1,59,622 x 12 = Rs. 19,15,465/‐ 
Tentative investment for the duct and pipe work = Rs. 3,00,000/‐ 
Hence a simple payback period = (300000/1915465) x 12 = 1.87 Say 2 months 
Page 18  
 


3.9 Energy Saving by re‐insulation of damaged areas 
The damaged insulation at Economizer and APH ducts and at various other ducting points need to be 
redone. The reduction in radiation loss will be from 2.2% to standard 1% 
Thus the savings will be = 1.2% i.e. 1.2% x Rs. 24185169 (May Consumption) = Rs. 290222 monthly or 
Rs. 34,82,664/‐ annually. 
The cost for insulation work is Approx. 10 lacs and the simple payback comes to 10/34.82 = 3.44 or 
say 4 months. 
The final savings are as below: 
a) Savings due to Blowdown flash heat recovery = 0.4% 
b) Savings due to Moisture in fuel = 0.66% 
c) Savings due to radiation reduction = 1.2% 
d) Savings due to Furnace door drafts = 0.6% 
Hence the boiler efficiency will be improved in total by 2.86% 
Page 19  
 
4 4. . W WA AT TE ER R P PU UM MP PI IN NG G
 
Water Pumping 
 
4.1 Background 
Water pumping is vital energy consuming area in the power plant. Major pumps in Magnum 
Ventures Power Plant are: 
Condensate Extraction pumps 
Boiler feed water pumps 
RO/DM water plant pumps 
Make‐up/transfer pump 
Cooling water circulation pumps 
Raw water pumps 
 
4.2 Energy consumption pattern for pumps: 
The daily energy consumption by pumping system is as follows: 
Sno.  Equipment  Instantaneous KW  Daily Consumption KWh 
Submersible pump 1  24.31  583 
Submersible pump 2  15.3  367 
Submersible pump 3  18.8  451 
HP 2‐1 RO  15.34  276 
HP 1‐1 RO  15.8  284 
HP 1‐2 RO  10.96  197 
HP 2‐2 RO  10.3  185 
Boiler Feed Pump 1  160  3840 
Boiler Feed Pump 2  148  3552 
2.2 MW  
CT  Pump 1  41.8  1003 
CT  Pump 2  42.6  1022 
CT  Pump 3     0 
CEP 1  10.1  242 
CEP 2     0 
4.4 MW  
CT Pump 1  50.3  1207 
CT Pump 2  46.6  1118 
CT Pump 3  0  0 
CEP 1  11  264 
Total   Kwh/Day  10754 
 
Total energy consumption of pumping system = 10754 Kwh per day 
Total auxiliary power consumption per day = 16200Kwh 
Page 20  
 
Almost two third of the auxiliary power is consumed by water pumping system.  
Table: Design, operating parameters and efficiency of pumps 
Description of
Pump
Pump Specification
Measured
Paremeters
Power
input by
Motor
in KW
Motor
Efficiency
Pump
efficiency
Make
Q(flow)
in
m
3
/hr
Head
in
Meter
Motor
KW
RPM Flow
Discharge
Pressure
in kg/cm
2

BFP-1 KSB 40 850 137 2980 42 80 160 88.3% 64.5%
BFP-2 KSB 40 850 137 2980 40 85 148 90.5% 68.9%
Transfer Pump Grundfos 45 50.7 11 2900 24.5 5.5 6.5 90.0% 62.5%
CEP-1 (4.4 MW) KSB 12.1 89 12.1 2900 12.8 8.8 9 85.9% 52.1%
CEP-1 (2.2 MW) Sulzer 13.5 90 9.7 2920 13.6 8.8 8.1 84.9% 55.8%
I
ST
RO HP Pump-1 Grundfos 21 207 15 2920 20 14 15.8 87.2% 65.1%
I
ST
RO HP Pump-3 Grundfos 21 207 16 2920 19 14 15.34 87.2% 63.9%
2
nd
RO HP Pump-2 Grundfos 17 135.6 11 2920 17 13 10.96 84.2% 65.0%
2
nd
RO HP Pump-3 Grundfos 17 135.6 11 2920 17 13 10.3 86.5% 67.3%
CT Pump-1 (4.4) NA NA NA NA 1440 400 2.2 50.3 85.8% 55.3%
CT Pump-2 (4.4) NA NA NA NA 1440 390 2.2 46.6 83.9% 58.6%
CT Pump-1 (2.2) NA NA NA NA 1440 380 2.2 41.8 73.3% 74.0%
CT Pump-2 (2.2) NA NA NA NA 1440 390 2.2 42.6 69.4% 78.7%
Raw Water Pump-1

32 2 3.6 82.0% 61.7%
 
Observation 
From the pump performance analysis based on the actual operating parameters we have 
observed efficiency of 4.4MW turbine condenser cooling water pumps on lower side. 
 
There is no energy and flow meters installed for major pumps 
 
In case of pumping system pump efficiency as per industry standards is considered as 
Normal   ‐  60 – 75% 
Best    ‐  78 ‐‐ 80% (upto 89% efficiency in case of horizontal split casing pumps) 
Worst    ‐  30  – 60% 
(Reference: CII‐LM Thapar Centre for Competitiveness for SMEs) 
 
Recommendation 
 
We  suggest  replacing  cooling  water  circulating  pumps  with  the  energy  efficient  pumps  which  will 
have  less  specific  energy  consumption  and  will  give  recurring  energy  saving  of  190,895units  if 
motor  is  also  replaced  by  energy  efficient  class  of  Motors  and  113,880  units  if  only  pump  is 
replaced and existing motors are utilised. 
Payback period for proposed replacement of pumps in case‐1 is 87days and in case ‐2 is 146days. 
We also recommend installation of Flow and Energy meters for all major pumps and observe flow 
and power pattern on regular basis (Shift and Daily basis). So that pumps having major power 
consumption can be identified. 
Page 21  
 
Table: Saving potential and cost analysis for replacing circulating cooling water pumps with new energy efficient pumps 
Parameters 
Present 
Pumping 
System 
Proposed Pumping System 
Case‐1 
With New Motor 
Case ‐2 
With existing motor 
Pump Specifications 
No. of Pumps  2+1 and 2+1 
Replace 2+2 by EE Pumps & 
EE Motors 
Replace 2+2 Pumps only and 
utilise existing motors 
Pump Type  Hori  Hori. B.P.O.  Hori. B.P.O. 
Capacity  NA  450m3/hr  450m3/hr 
Total Head  20mtrs  20mtrs  20mtrs 
Efficiency    86%  86% 
BKW at Shaft  NA  22.57  22.57 
Required Motor  45KW  30 KW  30 KW 
Energy Consumption  41‐51Kw 
25.2KW at 80% loading and 
95% efficiency motor 
With present motor efficiency 
projected motor load 30 to 35 KW 
Energy consumption per 
day 
1128KWh  605Kwh  816Kwh 
Annual Energy Saving  Nil  190895Kwh  113880Kwh 
Saving in recurring 
Energy cost per annum 
(@Rs5/Kwh) 
Nil  9,54,475 INR  5,69,400 INR 
Cost of New Pumps    227,560/‐ INR for 4 Pumps @56890.00 each pump 
Simple pay back    3months (87Days)  5months (146Days) 
 Note:  
Quote for new energy efficient pump is attached as annexure for your reference. 
Cost of motor is not considered in above scenario as it is worked out in Electrical & motor chapter. 
 
 
 
For the pump used in above example calculating power requirement  
450m
3
/hr = 125l/s Powcr obsorbcJ =
125Ips x 9.81
m
s2
x15m
0.86 x 1000

=21.38Kw (approx)
Therefore Motor input power will be 21.38/0.95 = 22.51Kw
Therefore annual running cost = 22.51Kw x 24h x 350 day x Rs 5/Kwh = INR 945,420/-

The approximate costs to an industrial purchaser are as follows:
Bare shaft pump alone INR 56,000/-
Or
Pump + Motor INR 1,37,000/-
Running costs for pump lifetime say 20 years = INR 1,89,08,400/- at present energy cost.
Comparing above costs with the running costs of pump during lifetime
Initial capital cost of pump + motor - 1.5%
Maintenance Costs - 2.5%
Running costs - 96%
The main conclusion to be drawn from these figures is that running costs far outweigh capital costs and should be 
considered  far  more  important  when  specifying  new  equipment.  Pumps  and  motors  should  be  sized  according  to 
short‐term requirements. If they are oversized to cater for potential increase in water demand, then running cost, 
as  well  as  capital  cost,  will  be  elevated.  The  pumps  and  their  operation  should  be  well  matched  to  the  water 
requirements of the process, and it important to maintain pump operation at high efficiencies for the economy of 
production.     
Page 22  
 
5 5. . T TU UR RB BI IN NE E
 
TURBINE 
5.1 Background 
Steam turbine is a mechanical device that extracts thermal energy from pressurized steam, and 
converts it to useful mechanical work. In Magnum Ventures Power Plant 2 steam turbines 1
st 
is of 
4.4MW Extraction cum condensing and 2
nd
 is of 2.2MW condensing type. Following is the process 
flow diagram 
          h
1
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figure: Process Flow Diagram for Magnum Ventures Cogeneration Power Plant 
5.2 Turbine Efficiency evaluation 
Turbine heat rate can be calculated as  
Turbine heat rate (Kcal/Kwh) = mass flow rate of Steam(in kg/hr) X (h
1
‐ h
4
)  
P(Average power generated in KW) 
where 
h
1
 = enthalpy of inlet steam in kCal/kg 
h
2
= enthalpy of extracted steam in kCal/kg 
h
3
= enthalpy of steam at condenser in kCal/kg 
h
4
 = enthalpy of feed water in kCal/kg 
 
Turbine cycle efficiency can be calculated as 
 
Turbine cycle efficiency %  =        __860  X  100____       
Turbine heat rate 
 
 
Boiler 
4.4 Mw Extraction cum 
Condensing Turbine 
h
2
  Extraction at 
4kg/cm
2
 and 210°C 
H

 

2.2Mw 
Condensing 
Turbine 
G
Page 23  
 
Table: Monthly average of Steam Supply, Power Generation, Heat rate and Turbine cycle efficiency 
M
o
n
t
h
 
Steam supply to 
Turbines 
S
t
e
a
m
 
E
x
t
r
a
c
t
i
o
n
 
Power Generated 
C
o
a
l
 
C
o
n
s
u
m
p
t
i
o
n
 
O
v
e
r
a
l
l
 
p
l
a
n
t
 
f
u
e
l
 
r
a
t
e
 
k
g
/
k
W
h
 
4
.
5
M
w
T
u
r
b
i
n
e
 
H
e
a
t
 
R
a
t
e
 
(
K
c
a
l
/
K
g
)
 
2
.
2
M
w
 
T
u
r
b
i
n
e
 
H
e
a
t
 
R
a
t
e
 
(
K
c
a
l
/
K
g
)
 
4
.
5
M
w
 
T
u
r
b
i
n
e
 
c
y
c
l
e
 
e
f
f
i
c
i
e
n
c
y
 
%
 
2
.
2
M
W
 
T
u
r
b
i
n
e
 
c
y
c
l
e
 
e
f
f
i
c
i
e
n
c
y
 
%
 
4
.
5
M
W
 
2
.
2
 
M
W
 
T
o
t
a
l
 
4
.
5
M
W
 
2
.
2
 
M
W
 
T
o
t
a
l
 
FEB  679  180  859  472  94179  40071  3759000  227  1.70  4780  2980  18.0%  28.9% 
March  654  160  814  448  91259  38222  129481  205  1.59  4753  2772  18.1%  31.0% 
April  644  154  798  436  91167  36433  127600  208  1.64  4683  2815  18.4%  30.6% 
May  646  164  811  424  92323  38161  130484  160  1.24  4638  2846  18.6%  30.2% 
 
 
 
Table: Monthly Fuel Consumption, Steam & Power Production and Supply position 
Month FEB  March  April  May 
Total Coal Consumption in Ton  6368  6200 
6238  4969 
Cost of Coal (in Rs.)  2,54,62,199  2,61,71,530 
2,57,54,803  2,41,85,169 
Total Steam Genration (in Ton)  25,103  25,283  24,994 
26,169 
Steam supply to Plant (in Ton)  13,236  13,353  13,067 
13,141 
Total Power Genrated (KWh)  37,59,000  38,54,500 
38,28,000  40,45,000 
Power Supply to Plant (Kwh)  33,39,000  34,04,000  33,18,000 
34,87,000 
Fuel Cost per unit of Power (Rs/Kwh) 
6.77  6.79  6.73  5.98 
Cost of steam (in Rs/ton)  1014.31  1035.14  1030.44  924.19 
Aux Power Consumption Kwh  420,000  450,500  510,000 
558,000 
Aux Power Consumption Ratio %  8.95  8.56  7.51 
7.25 
 
 
Observations: 
It  was  observed  that  steam  generated  in  the  boiler  is  of  specification  65kg/cm
2
  and  Temperature 
445°C against the design temperature of 490°C ±5°C. An increase in inlet steam temperature, i.e., an 
increase in superheat at constant inlet pressure and condenser pressure gives a steady improvement 
in  cycle  efficiency  and  lowers  the  heat  rate  due  to  the  increase  in  inlet  temp  and  rising  the  inlet 
temperature  also  reduces  the  wetness  of  the  steam  in  later  section  of  the  turbine  and  improves 
internal efficiency of the turbine. 
If the turbine inlet steam temperature is increased to 490°C ±5°C as per the design conditions then 
the heat energy input to the turbine will be increased and corresponding effect in cycle efficiency is 
achieved as illustrated in following table: 
 
 
Page 24  
 
Table: illustration of impact of inlet steam temperature on operating conditions and cycle efficiency 
Present Case in which  
Steam at 65kg/cm

and 445 °C 
Projected Case  
If Steam Temp is 485°C and Pr. 65kg/cm
2
 
Enthalpy of input steam at 445°C and 
65kg/cm2 
785.37kcal/kg 
Enthalpy of input steam at 485°C and 
65kg/cm2 is 808.102kcal/kg 
Saturation temp °C  280.86 °C  280.86°C 
Enthalpy :@ saturation temperature  664.17 kcal/kg  664.17 kcal/kg 
Enthalpy @ outlet conditions : 647 mmhg 
vacuum = 113 mmhg pressure absolute 
= 620.5 kcal/kg  620.5 kcal/kg 
Saturation temperature =  53.5 oC  53.5 oC 
Net energy input = steam rate  
(kg/hr) *Δ Enthalpy kcal /hr 
=35000 * (785.37 – 
620.5) 
35000 * (808.10 – 620.5) 
=5770450 Kcal/hr  6566000 Kcal/hr 
Carnot cycle efficiency  
=        (445 – 53.5) x 100 
(445+273) 
= 54.53% 
=         (485 – 53.5) x 100  
(485+273) 
= 56.93% 
 
Steam  Turbines  are  a  major  energy  consumer.  Optimising  process  operating  conditions  can 
considerably improve turbine water rate, which in turn will significantly reduce energy requirement. 
Various operating parameters affect condensing and back pressure turbine steam consumption and 
efficiency. 
 
5.3 Effect of Steam inlet pressure 
Steam  inlet  pressure  of  the  turbine  also  effects  the  turbine  performance.  All  the  turbines  are 
designed  for  a  specified  steam  inlet  pressure.  For  obtaining  the  design  efficiency,  steam  inlet 
pressure  shall  be  maintained  at  design  level.  Lowering  the  steam  inlet  pressure  will  hampers  the 
turbine efficiency and steam consumption in the turbine will increase. Similarly at higher steam inlet 
pressure  energy  available  to  run  the  turbine  will  be  high,  which  in  turn  will  reduce  the  steam 
consumption  in  the  turbine.  Figure  ‐  a  &  b  represents  the  effects  of  steam  inlet  pressure  on  steam 
consumption  and  turbine  efficiency  respectively,  keeping  all  other  factors  constant  for  the 
condensing type turbine. 
 
Fig  a:  Effect  of  steam  pressure  on  steam 
consumption in condensing type turbine 
Fig  b:  Effect  of  steam  pressure  on  turbine 
efficiency in condensing type turbine 
Page 25  
 
Figure ‐ a & b indicates that increase in steam inlet pressure by 1 kg/cm
2
 in condensing type turbine 
reduces the steam consumption in the turbine by about 0.3 % and improves the turbine efficiency by 
about 0.1 % respectively. 
 
In case of back pressure type turbine increase in steam inlet pressure by 1 kg/cm

reduces the steam 
consumption  in  the  turbine  by  about  0.7  %  and  improves  the  turbine  efficiency  by  about  0.16  %  as 
shown  in  figure  ‐  c  &  d.  Improvement  in  back  pressure  type  turbine  is  more  than  the  condensing 
type turbine. 
 
 
 
Fig  c  :  Effect  of  steam  pressure  on  steam 
consumption in back pressure type turbine 
Fig  d:  Effect  of  steam  pressure  on  turbine 
efficiency in back pressure type turbine 
 
5.4 Effect of Steam inlet temperature 
Enthalpy of steam is a function of temperature and pressure. At lower temperature, enthalpy will be 
low,  work  done  by  the  turbine  will  be  low,  turbine  efficiency  will  be  low,  and  hence  steam 
consumption  for  the  required  output  will  be  higher.  In  other  words,  at  higher  steam  inlet 
temperature, heat extraction by the turbine will be higher and hence for the required output, steam 
consumption will reduce. Figure ‐ e & f represents the effects of steam inlet temperature on steam 
consumption  and  turbine  efficiency  respectively,  keeping  all  other  factors  constant  for  the 
condensing type turbine. 
 
 
Fig  e:Effect  of  steam  temperature  on  steam 
consumption in condensing type turbine 
Fig  f:  Effect  of  steam  temperature  on  turbine 
efficiency in condensing type turbine 
Page 26  
 
Figure  ‐  e  &  f  indicates  that  increase  in  steam  inlet  temperature  by  10  deg  C  in  condensing  type 
turbine  reduces  the  steam  consumption  in  the  turbine  by  about  1.1  %  and  improves  the  turbine 
efficiency by about 0.12 % respectively. 
 
 
 
Fig  g  :  Effect  of  steam  temperature  on  steam 
consumption in back pressure type turbine 
Fig  h:  Effect  of  steam  temperature  on  turbine 
efficiency in back pressure type turbine 
 
In  case  of  back  pressure  type  turbine  increase  in  steam  inlet  temperature  by  10  deg  C  reduces  the 
steam consumption in the turbine by about 1.5 % and improves the turbine efficiency by about 0.12 
% as shown in figure ‐ g &h. Improvement in back pressure type turbine is more than the condensing 
type turbine. 
 
5.5 Effect of exhaust pressure/ vacuum 
Higher exhaust pressure/ lower vacuum, increases the steam consumption in the turbine, keeping all 
other  operating  parameters  constant.  Exhaust  pressure  lower  than  the  specified  will  reduce  the 
steam  consumption  and  improves  the  turbine  efficiency.  Similarly  exhaust  vacuum  lower  than  the 
specified  ,  will  lower  the  turbine  efficiency  and  reduces  the  steam  consumption.  Figure  2a  &  2b 
represents the effects of exhaust vacuum on steam consumption and turbine efficiency respectively, 
keeping  all  other  factors  constant  for  the  condensing  type  turbine.  Figure  2a  &  2b  indicates  that 
improvement  in  exhaust  vacuum  by  10  mm  Hg,  reduces  the  steam  consumption  in  the  turbine  by 
about 1.1 %. Improvement in turbine efficiency varies significantly from 0.24 % to 0.4 %. 
 
 
Fig  2a  :  Effect  of  exhaust  vacuum  on  steam 
consumption in condensing type turbine 
Fig  2b  :  Effect  of  exhaust  vacuum  on  turbine 
efficiency in condensing type turbine 
Page 27  
 
 
The above figures also demonstrate that considerable in cycle efficiency with decrease of condenser 
pressure.  Such  decrease  is  mainly  depending  on  the  available  cooling  water  temperature  and  thus 
on climatic condition of a place. 
 
Taking the current steam condition and projected steam condition the efficiency gain is projected in 
following tables: 
 
Table: impact of steam temperature on 2.2 MW turbine efficiency 
Rated Power  2200 kW  2200 kW 
HP Steam Pressure  66 bar abs  66 bar abs 
HP Steam Temperature  445 °C  485 °C 
Exhaust Steam Pressure  0.15 bar abs  0.15 bar abs 
Full Load Isentropic Efficiency  76.0 %  80.1 % 
Full Load Specific Steam Consumption  4.3 kg/kWh  4.1 kg/kWh 
 
 
Source: Sugar Engineers Engineering Data software 
 
 
 
5.6 Conclusion: 
On the basis of above assumptions and theory if the turbine inlet steam temperature is maintained 
@ 485°C with keeping all other conditions & factors constant then the projected gain will be:  
Table: cost benefit analysis for suggested modification to achieve desired steam temperature 
   
Present average steam demand per day  850 ton per day 
Improved steam temperature will reduce steam consumption 
by 5.5%, projected steam demand 
803 ton per day 
Saving in steam for same output  46.75 ton per day 
quantity of coal saved due to avoided steam generation  7.8 ton per day 
Cost of coal saved  42900 Rs per day 
Annual fuel saving  2847 ton 
Annual Saving  1,56,58,500 
Tentative investment on boiler modification  Rs.25,00,000 
Simple Payback period  60 days 
Page 28  
 
6 6. . C CO ON ND DE EN NS SE ER R C CO OO OL LI IN NG G
 
 
6.1 Background 
In power plant, the cooling tower, water pumping and condenser are involved 
in condensing the exhaust steam from a steam turbine and transferring the 
waste heat to the atmosphere. 
6.2 Cooling Tower  
In the following table specifications of cooling tower are given 
Table: Cooling tower specifications 
Particulars 
Cooling Tower‐1 Cooling Tower‐2
Design Operating Design  Operating
Make & Model  Paharpur 452‐293  Paharpur 452‐293 
Type  Induced Draft Cross Flow  Induced Draft Cross Flow 
No of Cells  3  3  3  3 
Rated flow  1200  800  1200  750 
Fill Details  Treated wood splash bars  Treated wood splash bars 
No of CT fans  3  3  3  3 
CT fan KW  30  15.78/14.35/14.7  30  14.15/11.3/12.1 
No. Of blades per fan  9  9  9  9 
Dia of Blade assembly  144”  144”  144”  144” 
Blade material  Cast Al alloy  Cast Al alloy  Cast Al alloy  Cast Al alloy 
Hot water inlet temp °C  40  45  40  46.8 
Cold water outlet temp °C  32  36.9  32  35 
Wet bulb temp. °C  28  26.2  28  25.7 
 
Cooling Tower Performance
 
Figure: Range and Approach 
Page 29  
 
The  important  parameters,  from  the  point  of  determining  the  performance  of  cooling 
towers, are: 
Range ‐ is the difference between the cooling tower water inlet and outlet temperature. 
Approach ‐ is the difference between the cooling tower outlet cold water temperature and ambient wet 
bulb temperature. Although, both range and approach should be  monitored, the 'Approach' is a better 
indicator of cooling tower performance.  
Cooling  tower  effectiveness  (in  percentage)‐  is  the  ratio  of  range,  to  the  ideal  range,  i.e.,  difference 
between cooling water inlet temperature and ambient wet bulb temperature. 
Cooling  capacity  ‐  is  the  heat  rejected  in  kCal/hr  or  TR,  given  as  product  of  mass  flow  rate  of  water, 
specific heat and temperature difference. 
Table: Cooling tower operating and efficiency calculations 
 
Parameter 
 Cooling 
Tower‐1 
Cooling 
Tower‐2 
 Cooling 
Tower‐1 
Cooling 
Tower‐2 
Inlet Cooling Water Temperature °C  45  46.8  44.9  46.1 
Outlet Cooling Water Temperature °C  36.9  35  37  34.5 
Air Wet Bulb Temperature near Cell °C  26.27  25.7  26.27  25.7 
Air Dry Bulb Temperature near Cell °C  38.33  38.8  38.33  38.8 
Number of CT Cells on line with water flow  4  4  4  4 
Total Measured Cooling Water Flow m3/hr   800  770       
              
CT Range  8.1  11.8  7.9  11.6 
CT Approach  10.63  9.3  10.73  8.8 
% CT Effectiveness = 
43.25%  55.92%  42.40%  56.86%            Range       ___X 100 
(Range + Approach) 
Rated % CT Effectiveness (Design Data)  66.66%  66.66%  66.66%  66.66% 
              
 
Present water quality of makeup water & circulating water for cooling tower at Magnum Ventures, 
(Power Plant) Sahibabad are given in following table 
 
Table: Water Chemistry of Cooling Tower make‐up and circulating water 
Parameters  Makeup water  Circulating water 
PH  7.0  8.5 
P‐ Alkanity  Nil  14 
M‐ Alkanity  12  70 
Chloride  54  504 
TDS  102  1217 
Total Hardness  8  40 
 
Observations: 
¾ Cooling tower ‐1 is having low effectiveness compared to Cooling Tower‐2 
¾ CT ‐1 range found to be 7.9 and CT‐2 range found to be 11.6 against design of 8 
Page 30  
 
¾ CT‐1&2  approach  found  to  be  10.73  and  8.8  against  design  4  indicates,  low  ambient  temp 
and poor heat transfer. 
¾ CT‐1  &2,  effectiveness  found  to  be  42.40%  and  56.86%  against  design  66.66%.  which 
indicates poor heat transfer in CT 
¾ Power  measurement  indicate  under  loading  on  CT  fan  motors  and  power  factor  is  in  the 
range of 0.52 to 0.74. This is poor. 
¾ In Cooling Tower ‐1, Fly ash & other foreign particles are presented in reasonable quantity at 
most of the places like lowers, frills etc. 
¾ Regarding cooling water circulation pumps observations and recommendations are made in 
chapter on pumps. 
¾ As  per  the  water  quality  concerned,  makeup  water  quality  is  very  good,  here  the  scaling 
chances in the system are very less but corrosion is taking place aggressively specially in MS 
pipelines. 
¾ At  some  places  in  cooling  water  piping  system  corrosion  observed  due  to  which  water 
leakage/seepage is existing.  
¾ As metal used in the cooling system are MS & Admiral brass so corrosion due to Chloride is 
not possible as it attacks only against SS metal, also the Chlorite level in circulating water is 
not very high for any trouble, with such metals (MS &AB) system may be run upto 2000ppm 
chloride level in the circulating water. 
¾ Water  in  contact  with  metal  surface  sets  up  an  electrolytic  cell  where  by  metal  undergoes 
slow but steady dissolution. The metal is constantly oxidized to the metal oxide in presence 
of water with its dissolved oxygen, unless controlled properly. 
¾ The corrosion in the system is due to improper functioning of corrosion inhibitor treatment. 
As PH in circulating water is around 8.5, Zn  as corrosion inhibitor will not work perfectly at 
higher  PH.  As  Zinc  will  precipitate  at  higher  PH  &  not  inhibit  the  surfaces  perfectly.  So 
organic treatment will be a good option for corrosion control. 
¾ Alkalinity  in  the  makeup  water  is  very  less;  treatment  philosophy  must  be  designed  to  take 
care of low alkalinity system to control corrosion.    
 
6.4 Conclusion and recommendation:‐   
¾ For  energy  savings  and  better  air  flow  consider  replacement  of  Aluminium  alloy  cooling 
tower  fan  blades,  with  energy  efficient  FRP  hollow  fan  blade.  Refer  table  below  for  detail 
cost benefit analysis. 
¾ Cooling  tower  fills  needs  to  be  checked  for  fill  chocking  and  poor  water  distribution.  Equal 
and uniform water flow to each cell to be ensured for proper distribution of water. This will 
improve effectiveness of CT. Improved CT performance will allow to stop one CT fan during 
cold weather conditions.  
¾ Periodically clean plugged cooling tower nozzle 
¾ Monitor approach, effectiveness and cooling capacity for continuous optimisation efforts, as 
per seasonal variations as well as load side variations. 
¾ A  good  chemical  treatment  with  proper  monitoring  of  the  system  will  overcome  all  the 
water related problems in the system. 
¾ Corrosion  rack  must  be  installed  on  monthly  basis  to  check  corrosion  rate  (mpy)  in  the 
system. 
¾ Also  Fly  ash  &  other  foreign  particles    adding  microbiological  load  to  the  cooling  system  ,  a 
side stream filter may be installed to remove suspended particles from cooling towers along 
Page 31  
 
with  proper  bio‐dispersant  dosing  &  Chlorine  Di‐Oxide  treatment  in  place  of  using 
oxidizing/non oxidizing biocide. 
 
Table: Cost benefit analysis with proposed modification of cooling tower fans blade material 
Parameters  Present Fan 
System 
Proposed Cooling Tower Fan System 
Case‐1 
With New Motor 
Case ‐2 
With existing motor 
Fan Specifications 
No. of Fans  3 
Replace Fan blade by EE 
FRP hollow fan Blades & 
EE Motors of proper rating 
Replace Fan blade by EE 
FRP hollow fan Blades only 
and utilise existing motors 
No. of Blades per fan  9  8  8 
Dia of Blade assembly  144”  144”  144’ 
Blade Material  Cast Al alloy  FRP hollow fan Blades  FRP hollow fan Blades 
CT Fan Motor KW  30Kw  15  30 
Required Motor  30KW  15 KW  15 KW 
Energy Consumption  18 Kw 
12 KW at 80% loading and 
95% efficiency motor 
With present motor 
efficiency projected motor 
load ‐ 15 KW 
Energy consumption per 
day 
432KWh  288Kwh  360 Kwh 
Annual Energy Saving  Nil  52560 Kwh  26280 Kwh 
Saving in recurring 
Energy cost per annum 
(@Rs5/Kwh) 
Nil  2,62,800 INR  1,31,400 INR 
Cost of New blade set 
For each set of 
blades 
85,000/‐ INR for each set 
Simple pay back 
For each set of 
blades 
4 months (118Days)  8 months (236Days) 
 
 
The payback period through saving of recurring energy cost and consumption reduction by new FRP 
hollow CT fan blades, for each set of fan blades replaced is 4months when FRP Hollow Fan blades are 
installed with new high efficiency motor and 8 months if only new set of FRP Hollow Fan blades are 
installed with existing motor. 
  
Page 32  
 
7 7. . E EL LE EC CT TR RI IC CA AL L S SY YS ST TE EM M & & M MO OT TO OR RS S
 
7.1 Background 
Different types of electrical motors are used in a power plant to drive the various equipments like: 
¾ Pumps 
¾ Fans 
¾ Blowers 
¾ Coal handling equipments 
¾ Crushers 
¾ Others 
These motors and connected equipments consume significant amount of energy, which contributes 
to auxiliary power consumption. 
The auxiliary power consumption of this plant varies from 7.25% to 9% during the different months. 
 
Electrical system and Motors 
7.2  TRANSFORMERS 
The  facility  is  having  two  transformer  which  are  installed  to  step  down  the  6.6  KV  voltage  supply 
generated by 4.4 MW transformer. 


 
The  transformers  at  Magnum  Ventures  Limited  are  naturally  oil  cooled.  They  are  provided  with 
Manual  Off‐load  Load  Tap  Changer.  The  2000  KVA  transformer  is  plinth  mounted  and  6500  KVA 
transformer is mounted at height. 
 
OBSERVATION 
1. There is no sub metering of the transformers. 
2. The cumulative transformation capacity is 8500 KVA for 4300 MW (5625 KVA) Alternator.  
3. The earthing pits are not adequately spaced. 
Page 33  
 
RECOMMENDATION 
1. There  is  no  sub  metering  of  the  transformers.  It  is  highly  recommended  to  install  a  sub 
meter on each of the transformer for monitoring the loading of the transformer. 
2. The earthing pits provided are also not adequately spaced. This causes the earthing currents 
to either keep circulating in the system or is injected into the ground at various stages thus 
increasing  heat  losses.  Due  to  this  a  major  amount  of  energy  which  is  produced  is  not 
recorded in the meters and a low efficiency is recorded.  
3. The  proper  earthing  also  enhances  the  protection  relays  to  function  as  per  the  design 
parameters and will improve system safety and reliability. 
 
7.3  POWER FACTOR ANALYSIS 

The  primary  purpose  of  the  capacitor  is  to  reduce  the  maximum  demand.  The  additional  benefits 
can be derived by capacitor location. Maximum benefit of capacitor is derived by locating them close 
to the load. In this way the KVAr are confined to the smallest possible segment, decreasing the load 
current. This reduces the power losses of the system substantially. 
 
 The  overall  power  factor  of  the  plant  is  being  maintained  at  above  0.93  lagging,  but  the  power 
factor  of  some  of  the  individual  feeders  is  below  the  satisfactory  level  as  given  in  the  following  bar 
chart.




OBSERVATION 
1. The  installed  power  factor  compensating  capacitors  through  ensures  an  overall  good  PF, 
since they are concentrated in few panels therefore the lagging currents are circulated in the 
whole distribution and transmission system.  
            Transmission  losses  of  plant  are  the  losses  occurring  in  main  transformers,  H.T.  Cables, 
Switch  Gear  etc.    =  3  %  (Of  total  yearly  Consumption).  Distribution  losses  of  plant  are  the 
losses occurring in main L.T. Cables, L.T. Switch Gear, L.T. Bus ‐Bar etc. = 7 % (Of total yearly 
Consumption) 
        
Page 34  
 
            The  following  feeders  were  monitored  using  3  phase  power  analyzer  and  the  tentative 
savings at Rs. 3 per unit has been calculated for the purpose of payback period. 
 
Table: Annual Monetary Losses due to plant Distribution and Transmission Losses 
Annual Monetary Losses due to plant Distribution and 
Transmission Losses 
Units generated at 0.8 PFL and availability  Units 
4400 KW Generator  24107520 
2200 KW Generator  12334080 
  
Total units generated in KWH  36441600 
Plant distribution losses and transmission 
losses (3%)  in KWH  728832 
Losses in monetary terms at Rs. 5/ unit  3644160 
 
RECOMMENDATION 
1. The installed capacitors need to be tested and relocated so that the plant transmission and 
distribution losses are reduced. The expected annual savings are Rs. 36, 44,160.  
Table: Capacitors installation Pay Back Period Calculations 
Si mpl e  Pay  Back  Peri od  Cal cul ati ons 
Total   l oad  of   the  f eeders        1358. 5  KW 
Average  PF  of   the  i ndi vi dual   f eeders  0. 75  l aggi ng 
I mproved    PF  0. 95  l aggi ng 
KVAr  requi red  749. 892  KVAr 
I nvestment  needed                                                                Rs.   3, 59, 948. 16 
Si mpl e  Pay  Back    1. 2  months 
 
7.4 LOADING PATTERNS OF MOTORS 
The  motors  are  desi gned  to  run  at  maxi mum  ef f i ci ency  when  they  are  l oaded  more 
than  60%.   The  power  f actor  of  the  motors  al so  decreases  drasti cal l y  when  the 
motor  i s  under  l oaded.   Si mi l arl y,   i n  the  over  l oaded  condi ti on  the  effi ci ency,  
power  factor,   heati ng  i . e.   overal l   performance  of   the  motor  decreases.   Therefore,  
i t  becomes  one  of   the  vari ous  cri teri ons  to  eval uate  the  motor  perf ormance.   Thi s 
not  onl y  hel ps  i mprovi ng  the  ef f i ci ency  as  wel l   as  takes  hel ps  i n  the  ri ght  sel ecti on 
of   the  motor  capaci ty.    
The  l oadi ng  pattern  of   the  pl ant  motors  i s  gi ven  i n  fol l owi ng  tabl e.  
Page 35  
 
Tabl e:   Loadi ng  pattern  of  pl ant  motors


OBSERVATI ON
1. The  fol l owi ng  motors  are  operati ng  at  l ess  than  60%  l oadi ng.   I D  Fan  motor 
l oadi ng  i s  bei ng  opti mi zed  wi th  the  hel p  of   VFD.  
 
 
Tabl e:   Li st  of  motors  operati ng  at  l ess  than  60%  l oadi ng


Page 36  
 
RECOMMENDATION 
1. The  f ol l owi ng  motors  are  recommended  to  be  changed  wi th  the  l ower 
capaci ty  and  ef f i ci ent  motors.

Tabl e:   Li st  of  motors  recommended  for  repl acement  wi th  the  l ower  capaci ty 
and  energy  effi ci ent  motors.  

The  Pay  Back  peri od  of   the  motors  has  been  i ncl uded  i n  the  motor  ef f i ci ency 
secti on  of   the  report.
7.5 MOTOR EFFICIENCY  
There  are  48  motors  in  the  power  plant  of  capacity  more  than  3.5  HP.  In  all  the  operating 
parameters of 25 motors were successfully measured. There efficiency was calculated with the help 
of the measured and design data. The results are presented in the following table. 
Motor Efficiency Calculation 
Page 37  
 
Table: Power Plant Motor efficiency
 
 
RECOMMENDTIONS  
After  calculating  the  efficiency  and  monitoring  the  motor  loading,  the  following  motor  have  been 
suggested  to  be  replaced  with  optimum  capacity  efficient  motors.  The  annual  savings  in  KWH  and 
monetary terms has been calculated to determine the pay back period of each of the motor. 
Page 38  
 
Table: Techno economic analysis for replacement suggested motors
 
 
The total investment to replace the above mentioned motors is Rs. 6, 77,700 
The cumulative annual saving in energy is                                        681959 KWH 
The cumulative monetary saving is                                                   Rs. 34, 09,797 
The cumulative simple pay back period is                                                3 months 
 
7.6  HARMONIC ANALYSIS 
We have measured Harmonic Level in the plant and results are mentioned as under. 
Table: Harmonic Measurement of Main Feeders
 
Page 39  
 
OBSERVATION 
1. The  average  total   vol tage  harmoni c  di storti on  i s  6. 45%.  
2. The  average  total   current  harmoni c  di storti on  i s  9. 3%.  
Tabl e:   Harmoni cs  Measurement  of  Motors 
Sno. Description of Motor 
Voltage Harmonics  Current Harmonics 
3
rd
  5
th
  7
th
  THD  3
rd
  5
th
  7
th
  THD 
1  FD Fan  0  22.4  7.7  8.6  21.8  72.9  27.7  52.6 
2  ID Fan  0  22.5  6.1  6.5  4.8  22.5  11.4  47.7 
3  Boiler FP 1  0  20.9  7.4  6.2  18.1  69  22.5  9.6 
4  Boiler FP 2  0  19.7  4.6  5.3  5.2  21.1  6.5  9.7 
5  Coal crusher 1  0  15.3  6.1  3.8  0.3  1.6  0.8  8.3 
6  Coal crusher 2  0  14.7  6  5  0  2.2  0.5  9.9 
7  Main elevator 1  0  15  1.2  5.3  0  0.9  0.3  9.5 
8  Main elevator 2  0  5.3  1.2  5.6  1.1  9.5  2.1  10.8 
9  Belt conveyor  0.5  14.2  4.1  20  4.1  9.7  3.1  13.2 
10  Reject elevator 1  0  22  7  5.9  22  30  15.5  45 
11  Reject elevator 2                         
12  Submersible pump 1  0  23.1  6.3  5.6  0.3  1.5  0.3  3.8 
13  Submersible pump 2  0  8.3  4.8  2.6  0.5  0.7  1.2  3.7 
14  Submersible pump 3  0  25.1  11.6  7.6  0.7  3.7  1.4  10.4 
15  Ash handling motor  0  19.7  7.5  6.4  0.4  0.8  0.4  12.6 
16  PA Fan  0  18.8  7  6.1  6.7  16.7  6.1  43 
17  HP 2‐1 RO  0  16.3  6.1  4.5  0.3  1.9  0.6  8.2 
18  HP 1‐1 RO  0  15.8  5.3  4.3  0.3  1.8  0.4  7.2 
19  HP 1‐2 RO  0  16.8  7.2  4.3  0.4  1.6  0.6  8.5 
20  HP 2‐2 RO  0  14  6.1  4.1  0.3  1  0.5  7.5 
21  Top screw 1  0  5  1.4  5.7  2.2  12.4  2.2  16 
29  2.2 MW CT  Pump 1   0  5.4  0  1.3  0  0.4  0.3  1.2 
30  2.2 MW CT  Pump 2  0  5.2  0  1.5  0.3  0.5  0.4  2.6 
31  2.2 MW CT  Pump 3                         
32  2.2 MW CT Fan 1  0  5.2  3.1  1.5  0.4  0.8  0.4  3.9 
33  2.2 MW CT Fan 2  0  4.7  0  1.4  0  0.8  8.4  3.6 
34  2.2 MW CT Fan 3  0  4.6  3.1  1.4  0.4  0.6  0.4  3.8 
35  2.2 MW CEP 1  0  4.5  0  1.4  0  0.5  0.3  2.9 
38  4.4 MW CT Fan 1  0  20.1  5.7  5.3  0.8  3.5  1.3  14.8 
39  4.4 MW CT Fan 2  0  18.1  5.5  4.8  1.5  3.2  0.6  13.4 
40  4.4 MW CT Fan 3  0  15.6  7  4  0.8  2.9  1.5  10.8 

OBSERVATION 
1. The  average  total   vol tage  harmoni c  di storti on  i s  5. 34%.    
2. The  average  total   current  harmoni c  di storti on  i s  13. 59%.  

Page 40  
 
7.7 POWER SUPPLY QUALITY 
The  BI S  standard  speci f i es  that  a  motor  shoul d  be  capabl e  of   del i veri ng  i ts  rated 
output  wi th  a  vol tage  vari ati on  of   6%.   The  conti nuous  vol tage  vari ati on  causes 
motors  to  heat  up  and  thus  tri ggeri ng  the  deteri orati on  of  i nsul ati on  system.   The 
Power  Factor,   Sl i p  and  torque  of   the  motor  i s  al so  aff ected  by  the  vol tage 
vari ati on.  
Tabl e:   Power  suppl y  qual i ty  and  Vol tage  Vari ati on

OBSERVATION 
1. The  vari ati on  between  the  termi nal   vol tage  and  speci fi ed  vol tage  i s  under 
5%  whi ch  i s  a  heal thy  si gn.  
 
REF - JCTE/09-10/29791 Dated : 26-06-2010

M/s Modinagar Paper Mills ltd.
Modinagar
U.P

Sub : Quotation for FRP Fan Assembely for Cooling Tower.
Kind Atten : Mr.Anubhav Gupta

Dear Sir,
We are receipt of your enquiry No –nil Dated :26-06-10 regarding requirement of FRP Fan
Assembly for cooling tower . Now we are quoting our best.


SI. NO. DESCRIPTION OF ITEM QTY UNIT RATE AMOUNT

01. FRP HOLLOW FAN BLADES
COMPLETE WITH HUB .
(Statically Balanced) 1Set 85,000/- 85,000.00
of 8blades
No. Of Blades -8
MOC of Blades – FRP Hollow type

TERMS & CONDITIONS :
Delivery : With in 2-3 Weeks after receipt of your P.O.
Payment : 40% Payment along with P.O. and balance payment on submission of P.I Prior to
dispatch.
Sales Tax : 2% against form "c"
Valadity : 30 Days.
Packing & Forwarding Charges : Nil
Freight Charges : Extra At Actual.
Insurrance : By Customer.
Guarantee : 1 year from the date of supply.


Thanking You
Your"s Faithfully


For JITENDRA COOLING TOWER (ENGS)


Authorised Signatuory (J.D.Sharma)
cell-9313784391















‐ 1 ‐ 
 
APPENDIX 1 
 
What is Harmonics:-
 
At the time of the designing any A.C. machine, it is assumed that voltage and current wave from 
at the output terminals of A. C. machines is assumed to be sinusoidal and consists of only one 
frequency  which  is  called  fundamental  frequency  or  1
st
  harmonics  and  such  sinusoidal  wave 
from dose not contain harmonics of other frequency. 
 
Due to non linear system load such as thyristorised control, variable frequency drive and D. C. 
motor,  a  harmonics  are  generated  at  the  output  side  of  the  A.C.  machines  and  hence  original 
sinusoidal  wave  form  are  disturbed  and  wave  form  becomes  complex  and  non  sinusoidal  in 
nature generating 2nd, 3rd, 4th and so on frequencies of the fundamental frequency. 
The above phenomenon is shown in the below given diagram. 
 
These  2
nd
,  3
rd
,  4
th
  frequencies  are  called  harmonics  of  the  fundamental  frequency.  In  short 
waveform with frequencies other than fundamental frequency is called harmonics. 
2
nd
,  4th  etc  frequencies  are  called  even  harmonics  and  3
rd
,  5
th
,  7
th
,  etc  frequencies  are  called 
harmonics. 
 
Harmonics in transformer:-
The non‐sinusoidal nature of the magnetizing current necessary to produce a sine wave of flux 
produces harmonics in current and voltage wave –forms of the three phase transformers. 
 
The effects of current harmonics:‐ 
1. Increased heating of winding.  
2. Inductive interference with communication circuits.  
3. Increased iron losses. 

The effects of voltage harmonics:-
a) Increased heating of winding. 
b). Capacitive interference with communication circuits.  
c). Production of large resonant voltages. 
 
Maj or  Causes  of  Harmoni cs               
Devi ces  that  draw  non‐si nusoi dal   currents  when  a  si nusoi dal   vol tage  i s  appl i ed 
create  harmoni cs.   Some  of  these  devi ces  are  l i sted  bel ow:     
 
El ectroni c  Swi tchi ng  Power  Converters             
1.   Computers,   UPS,   Sol i d‐state  recti fi ers.            
2.   El ectroni c  process  control   equi pments           
3.   El ectroni c  Li ghtni ng  Bal l asts.                
‐ 2 ‐ 
 
4.   Reduced  vol tage  motor  control l ers.    
           
Arci ng  Devi ces                       
1.   Di scharge  l i ghti ng.                    
2.   Arc  furnaces,   wel di ng  equi pments.        
 
Ferromagneti c  devi ces.                   
1.   Transformers  operati ng  near  saturati on  l evel .          
2.   Magneti c  bal l asts.                    
3.   I nducti on  heati ng  equi pment  chokes.  
 
Appl i ances 
1.   TV  sets  ai r  condi ti oners,   washi ng  machi nes,   and  mi crowave  ovens.  
2.   Fax  machi nes,   photocopi ers,   and  pri nters.  
Hi gher  RMS  current  and  vol tage  i n  the  system  are  caused  by  harmoni c 
currents,   whi ch  can  resul t  i n  any  of  the  probl ems  l i sted  bel ow: 
1. Bl i nki ng  of  I ncandescent  Li ghts‐  Transformer  Saturati on.  
2. Capaci tor  Fai l ure‐  Harmoni c  Resonance.  
3. Ci rcui t  Breakers  Tri ppi ng‐  I nducti ve  Heati ng  and  Overl oad.  
4. El ectroni c  Equi pment  Shutti ng  down‐  Vol tage  Di storti on.  
5. Fl i ckeri ng  of  Fl uorescent  l i ghts‐  Transformer  Saturati on. 
6. Fuses  Bl owi ng  for  no  apparent  reason‐  I nducti ve  heati ng  and  Overl oad.  
7. Motor  Fai l ures  (overheati ng)  –  Vol tage  Drop.  
8. Conductor  Fai l ure‐  I nducti ve  heati ng.  
9. Neutral   conductor  and  termi nal   fai l ures  –  Addi ti ve  Tri pl en      currents. 
10. El ectromagneti c  Load  Fai l ures  –  I nducti ve  heati ng.  
11. Overheati ng  of  Metal   Encl osures‐  I nducti ve  heati ng.  
12. Power  I nterference  on  voi ce  communi cati on‐  harmoni c  noi se.  
13. Transformer  fai l ures‐  I nducti ve  Heati ng.  
 
Overcomi ng  Harmonics 
Tuned  Harmoni cs  fi l ters  consi sti ng  of  a  capaci tor  bank  and  reactor  i n  seri es  are 
desi gned  and  adopted  for  suppressi ng  harmoni cs  by  provi di ng  l ow  i mpedance 
path  for  harmoni c  component.   The  harmoni c  fi l ters  connected  sui tabl y  near  the 
equi pment  generati ng  harmoni cs  hel p  to  reduce  THD  to  acceptabl e  l i mi ts.   For 
overcomi ng  and  troubl eshooti ng  of  some  probl ems  i n  the  el ectri cal   power 
system 
 
 
 
 
‐ 3 ‐ 
 
HARMONICS WAVE FORM 
 
   
‐ 4 ‐ 
 
APPENDIX 2 
Power factor improvement with the use of static capacitors:‐ 
 
In case of alternating current power supply system current is always lag behind the voltage. This 
is  due  to  the  fact  that  the  A.C.  machines  works  on  the  principle  of  electromagnetic  induction 
and  these  A.C.  machines  consume  reactive  power  for  their  own  needs  for  formation  of 
magnetic  flux and  this phenomenon will cause  current vector  to lag behind the  voltage  vector 
and  this  will  generates  the  P.F.  in  the  system.  The  above  fact  is  shown  in  below  sine  wave 
diagram. 
 
 
 
 
 
 
What is Power Factor:‐ 
 
The P. F. = CosØ is the ratio of  KW  = Active Power 
                                                   KVA     Apparent Power 
 
Methods of improving power factor:-
1. With the use of static capacitors. 
2. With the help of synchronous condenser. 
3. With use of phase advancers. 
‐ 5 ‐ 
 
 
Here we can discuss the use of static capacitor and there advantages for improving 
 
How Power factor improves with the use of static capacitors:‐ 
The static capacitor generates reactive current of opposite nature at leading power factor when 
connected  to  the  supply  mains  parallel  to  inductive  load  and  compensates  reactive  current  of 
the inductive load, which is running at lagging power factor. 
 
∴  When  static  capacitor  is  connected  parallel  to  the  inductive  load,  the  inductive  load  starts 
receiving  reactive  power  of  opposite  nature  at  leading  power  factor  from  the  capacitors  and 
thus  this  reactive  power  neutralizes  the  inductive  power  requirement  of  the  load  and  thereby 
improves the P. F. of the load. 
The  above  Explanations  are  made  simple  with  the  below  mentioned  Vector  Diagram.
 
The P. F. = Cos0 is the iatio of KW = Active Powei
KvA Appaient Powei
 
 
 
Vector diagram and physical diagram of inductive load with use of capacitor 

‐ 6 ‐ 
 
 
Effect of Different Power Factor on 100 KW Industrial Motor Working Load:­ 

Assume 3 phase, 100 KW rating inductive motor., V = 415, P.F. = Cos ↓  = Cos 0°  = 1, 
              ∴↓ = 0°, 
F = 50 HZ, Efficiency = 90 %                                                            Sin ↓ = Sin 0° = 0 

η 0f Notoi = 0utput Input = 1.7S x v x I x Cos ↓ = output x 1uu
Input η
I = 1uu x1uuu
1,7S x 41S x1 x u.9u
I (line) = 1SS Amp.
Active Cuiient = I active = I(line) x Cos ↓ = 1SS x 1 = 1SS Amp.
Reactive Cuiient = I ieactive = I(line) x Sin ↓ = 1SS x u = u Amp.
The KvA = KW = 1uu =1uu KvA
Cos ↓ 1

KW = KvA x Cos ↓ = 1uux1 = 1uu
‐ 7 ‐ 
 
         KvAi = KvA x Sin ↓ = 1uuxu = u 
 
 
 
Vector Diagram 
                                                                    
Active Powei – (KW) = 1uu


Reactive powei‐(KvAi) = u

Appaient oi iesultant powei – (KvA) = 1uu

(B) 100 KW load working at Cos ↓  = P. F. =0.90,  ∴↓ = 25°      
The KVA  = KW  =   100   = 111 KVA 
                       Cos ↓    0.90 
Line Cuiient = I (line) at P.F of u.9u = 1SS Amp.¡ u.9u = 172 Amp
Active Cuiient = I active = I(line) x Cos ↓ = 172 x u.9u = 1SS Amp
Reactive Cuiient = I ieactive = I(line) x Sin ↓ = 1SS x u.422 = 64.4 Amp.


KW = KvA x Cos ↓ = 111xu.9u = 1uu
KvA = 111
             KvAi = KvA x Sin ↓ = 111xu.422 = 47 


                                                      ­: Vector Diagram :­    
    
                                                          Active powei – (KW) = 1uu KW

↓ = 2S° voltage vectoi ‐ v

Cuiient vectoi – A . Reactive powei–(KvAi) = 47

Appaient oi iesultant powei – (KvA) = 111



(C) 100 KW load working at Cos ↓ = P. F. = 0.80,  ∴↓ = 36.8°     

Line Cuiient = I (line) at P.F of u.9u = 1SS Amp.¡ u.8u = 194 Amp
Active Cuiient = I active = I(line) x Cos ↓ = 194 x u.8u = 1SS Amp
‐ 8 ‐ 
 
Reactive Cuiient = I ieactive = I(line) x Sin ↓ = 194 x u.S99 = 116 Amp

The KvA = KW = 1uu = 12S KvA
Cos ↓ u.8u
KW = KvA x Cos ↓ = 12Sxu.8u = 1uu
KvA = 12S
         KvAi = KvA x Sin ↓ = 12Sxu.S99 = 7S


                                              ­: Vector Diagram :­                     
Active powei – (KW) = 1uu KW
 
 
↓ = S6.8°


voltage vectoi ‐ v

Reactive powei–(KvAi) = 7S
Cuiient vectoi ‐ A
 

Appaient iesultant powei – (KvA) = 12S



Fiom the above vectoi uiagiams anu below mentioneu calculation it can be
seen that at
(A) 1uu KW loau anu P. F. = 1 ∴KvA = 1uu KvA
∴ Bemanu chaiges = 1uu x Rs.2uu = Rs.2uuuu¡‐
(Assuming Bemanu Chaiges = Rs. 2uu ¡KvA)

(B) 1uu KW loau anu P. F. = u.9u ∴KvA = 111 KvA
∴ uemanu chaiges = 111 x Rs. 2uu = Rs.222uu¡‐




 
 
 
 
‐ 9 ‐ 
 
APPENDIX 2A 
 
Methods of testing & checking of capacitors:‐   
• With the help of AVO meter ‐ A good capacitor will show dead short between 
any two terminals first & then charge up to battery voltage. 
• Megger test‐ A good capacitor will show infinity resistance between any 
terminals & earth. 
• With the help of Ampere meter ‐ A good capacitor will draw rated current at 
rated voltage.  
 
 We suggest checking the APFC capacitor current ratings, every week and replacing any 
faulty capacitors as soon as possible. 
 
Importance of good Power Factor and various benefits thereof: ‐  
1. The KW capacity of the prime movers is better utilized. 
2. The KVA capacity of the transformers and cables are increased. 
3. The efficiency of every plant is increased. 
4. The overall production cost per unit decreased. 
5. Heat losses in any electrical machine = k x 1/P.F. and hence high P. F. will generate less 
heat.                                                                                                              
6. Reduction of plant electrical losses due to improvement of P. F. = 1 -
0Id PP
2
Ncw PP
2
 
7. KVA reduction =Im x |
1
PP 1
-
1
PP 2

 
Disadvantages of poor power factor: ‐ 
1. Losses in any electrical equipment are proportional to i² which means proportional to 
1/P.F.² thus losses at P.F.  = Unity = 1 and losses at P.F.  = 0.8 are 1/ [0.8] ² = 1.57 times 
higher than those at unity P. F. 
‐ 10 ‐ 
 
2. Rating of motors and transformers etc. are proportional to current hence to 1/P. F. 
therefore large motors and transformers are required. 
3. Poor P. F. causes a large voltage drop, hence extra regulation equipment is required to 
keep voltage drop within prescribed limits. 
 
Indirect benefits of improved P. F.:- (Example for understanding)
1. Losses reduction of the plant due to improvement in P. F. from P. F. 1 (0.92) to P. F. 2 
(0.98) 
Now we are raising the existing P. F. of 0.92 to new P. F. of 0.98. 
  Therefore, monthly energy loss reduction in the plant, due to improvement of PF  
= 1 -
PP 1
2
PP 2
2
 
= 1 -
0.92
2
0.98
2
 
= 1 – 0.8812 
= 0.1188 
= 11.88 % 
When current I amperes flow through any electrical machines having resistances R ohms for t 
seconds the electrical energy expended is I² x R x t joules. 
∴Heat produced  = I² x R x t / 4187 kilocalories. 
∴Heat produced at PF 1 (0.92) = k [1/ (PF 1)
2
] & Heat produced at PF 2 (0.98) = k [1/(PF 2)
2

∴Reduction in heat generation due to improvement of P. F.  
                                                                           = k x |
1
PP 1
2
-
1
PP 2
2

                                                                            = k x [ 1.1814 – 1.0412 ] 
                                                                            = k x 0.1402 Calories 
 
 
   
‐ 11 ‐ 
 
APPENDIX 3 
 
Motor Efficiency Test (No Load Method) 
We have taken measurement 10 HP motor for calculation of efficiency. 
 
Motor Specifications
Rated power = 7.5 kW/10 HP
Voltage = 415 Volt
Current = 17 Amps
Speed = 935 RPM
Connection = Delta

No load test Data
Voltage, V = 424 Volts
Current, I = 5.9 Amps
Frequency, F = 50 Hz
Stator phase resistance at 20 °C = 2.5 Ohms
No load power, P
nl
= 156 Watts
 
( a) Let Iron Plus Friction and windage Loss , Pi + fw 
No load Power P
nl
 – 156 Watt 
Stator copper Loss, P
st
 @ 20
o
C (P
st.Cu

= 3 x (5.9/1.73)
 2 
x 2.5  
= 87.23 Watt 
Now Pi + fw = Pnl – Pst.cu = 156 – 87.23 = 68.77 Watt 
(b)  Stator Resistance at 120

 C   
R
120
= 2.S x
120+235
20 + 235
  
  = S.48 0bms 
  
(c)  Stator Copper Losses at Full Load P
st.cu
 120 
0
 C   
                 = 3 x  (17/1.73)
 2
 x 3.48  
                 = 1008.32 Watt 
‐ 12 ‐ 
 
 
(d) Full Load Slip = 
P
Out
(1-S)
=
(1000-935)
1000
 
    = 0.065 
 
Thus, Input to Rotor = 
P
Out
(1-S)
 
    =
7500
(1-0.065
 
    =
7500
0.935
 
    = 8021.40 
 
(e)   Total Full Load Input Power  
        = 8021.40 + 1008.32 + 68.77 + 37.5 ( stray Losses 5 % of rated Output) 
       = 9135.99 Watt Say 9136 watt 
 
(E) Motor efficiency at Full Load = 
P
Output
P
Input
x 1ûû 
      
                                                          =   82.09 % say 82 % 
 
Above  test  clearly  shows  that  Old  and  many  times  rewind  Motors  have  very  low 
efficiency  as  compared  to  new  Energy  efficient  Motor.  New  Energy  Efficient 
Motors have efficiency up to 95%. 
 
So you are advised to avoid the use of old rewound motors or motor with stated 
efficiency of less than 90% on test certificate in future. 
 
Above  motors  have  total  measured  running  load  as  463.75  KW  and  average 
efficiency of 83.6%.  
Replacement  of  motors  can  bring  the  efficiency  of  95%  on  running  load  thus 
improving efficiency by 11.4% and subsequently reducing the load by 52.86 KW. 
This  will  result  in  savings  of  52.86  x  20  hrs  per  day  x  30  days  =  31716  KWH  each 
month = 31716 x 4.19 = INR 1,32,890 each month 
 
Tentat
Salvag
Thus n
 
Hence
We re
motor
 
­: Pow



tive invest
ge Value of
net investm
 simple pa
commend
s and mai
wer Stag
tment of 4
f old moto
ment = 11
ayback = 9
d use of B
ntain very
ges In An
410.88 KW
ors = 400 x
109382 – 1
924182/13
aldor mot
y high effi
n Induct
W = 410.88
x 463 KW 
185200 = I
32890 = 6
tors which
ciency eve
tion Mo
8 x 2700 p
= INR, 1,8
INR 9,24,1
.95 say 7 
h are NEM
en at 25%
tor:­ 
er KW = IN
85,200 
182 
Months.
MA Premiu
 loading.
NR 11,09,
um efficie
‐ 13 ‐
382 
ncy range

‐ 

‐ 14 ‐ 
 
Variation of Motor Efficiency /P. F / Stator Current / Torque & Speed 
with receipt to Load Demand  

Power Loss Due to Under Load Operation of Induction Motor  
(% of Power Loss in Motor):­ 
 
Whenevei inuuction motois iuns in unuei loau conuitions, heavy powei
losses aie obseiveu anu hence unuei loauing anu no loau iunning of the
inuuctions motoi aie to be avoiueu.

Foi oui customeis knowleuge a following chait of powei losses is attacheu.

Power Loss Due to Under Load Operation of Induction Motor 
 (% of Power Loss in Motor) :­ 
 
Notoi Capacity in
B.P.
No Loau 2S % Loau Su % Loau Full Loau
S Su 4u 2S 18
7.S 4S Su 2u 17
1u 44 26 18 17
1S 4S 2S 17 14
2u 42 2u 1S 14
2S 41.S 19 1S 1S
Su 41 18 14 1S
4u 4u 17 1S.S 1u.S
Su 4u 16 12.S 1u
6u S9 1S.S 12.S 1u
7S S8.S 1S 12 9
1uu S8 1S 12 9



Motor  Rati ng 
(HP) 
Capaci tor  rati ng  (kVAr)  f or  Motor  Speed
3000  1500  1000  750  600  Suu
S 2  2  2  3  3  S
7. S 2  2  3  3  4  4
1u 3  3  4  5  5  6
1S 3  4  5  7  7  7
2u 5  6  7  8  9  1u
2S 6  7  8  9  9  12
Su 7  8  9  10  10  1S
4u 9  10  12  15  16  2u
‐ 15 ‐ 
 
Su 10  12  15  18  20  22
6u 12  14  15  20  22  2S
7S 15  16  20  22  25  Su
1uu 20  22  25  26  32  SS
12S 25  26  30  32  35  4u
1Su 30  32  35  40  45  Su
2uu 40  45  45  50  55  6u
2Su 4S Su Su 6u 6S 7u
 
Table  –  Rating  of  Capacitor  required  for  different  rating  and 
speed.


‐ 16 ‐ 
 
 

   
‐ 17 ‐ 
 
APPENDIX 4 
Peifoimance Evaluation of Notois
 
Electrical motors accounts for a major part of the total electrical consumption. So 
a  careful  attention  should  be  given  to  the  performance  of  this  utility. 
Measurements  of  the  different  electrical  parameters  of  the  major  motors  of  the 
plant are given in Table  
The  efficiency  of  the  induction  motor  and  loading  condition  of  the  motors  are 
directly proportional to each other. Higher the loading and higher is the efficiency 
of  the  motors.  The  best  efficiency  of  the  motors  is  achieved  at  a  load  very  much 
near to the rated load. 
Moreover at lower loads the power factor is on the lower side increasing the load 
current and thereby increasing the copper losses, resulting in lower efficiency, the 
rating of the motors should be decided after carefully understanding the process 
requirement in the absence of which the motor might come out to be oversized. 
Also one should run  a motor,  which has been  rewound  more than once as every 
time a motor is rewinded it losses 2 – 5% of its actual efficiency. 
 
Motor performance is affected considerably by the quality of input power that is 
the actual volts and frequency available at motor terminals, vis‐à‐vis rated values 
as  well  as  voltage  and  frequency  variations  and  voltage  unbalance  across  the 
three phases.  
 
Mostly  all  the  motors  are  old  or  rewound  at  least  once.  A  good  saving  can  be 
achieved  if  higher  efficient  ones  replace  them.  Though  it’s  a  scheme  with  higher 
initial  investment  but  can  be  implemented  phase  wise.  Induction  motors  are 
characterized by power factors less than unity, leading to lower overall efficiency 
(and  higher  overall  operating  cost)  associated  with  a  plant’s  electrical  system. 
Capacitors  connected  in  parallel  (shunted)  with  the  motor  are  typically  used  to 
improve  the  power  factor.  The  impacts  of  PF  correction  include  reduced  KVA 
demand (and hence reduced utility demand charges), reduced I
2
R losses in cables 
‐ 18 ‐ 
 
(leading to improved voltage regulation), and an increase in the overall efficiency 
of the plant electrical system. 
 
It  should  be  noted  that  PF  capacitor  improves  power  factor  from  the  point  of 
installation back to the generating side. It means that, if a PF capacitor is installed 
at  the  starter  terminals  of  the  motor,  it  won’t  improve  the  operating  PF  of  the 
motor,  but  the  PF  from  starter  terminals  to  the  power  generating  side  will 
improve, i.e., the benefits of PF would be only on upstream side. 
 
The  size  of  capacitor  required  for  a  particular  motor  depends  upon  the  no‐load 
reactive KVA (KVAR) drawn by the motor, which can be determined only from no‐
load  testing  of  the  motor.  Higher  capacitors  could  result  in  over‐voltages  and 
motor  burnouts.  Alternatively,  typical  power  factors  of  standard  motors  can 
provide  the  basis  for  conservative  estimates  of  capacitor  ratings  to  use  for 
different size motors.  
   
‐ 19 ‐ 
 
APPENDIX 4A 

We  are  suggesting  some  Measures  to  Improve  Efficiency  of  Motors  and 
Distribution system  
 
1: Electrical Distribution Correction  
Measures available to improve power quality and reduce electrical losses are  
 1. Maintain voltage level close to nameplate level as far as possible, with a 
maximum deviation of 5% (at 5% under voltage, copper loss is increased to 
10%).  
 2. Minimize phase imbalance within a tolerance of 1%. As deviation of one 
phase voltage from average phase voltage increases, it will result in 
increased winding temperature.  
 3. Maintain high power factor to reduce distribution losses.  
 4. Avoid excessive harmonic content in the power supply system, as increased 
harmonic content in power supply system will increase motor temperature.  
 5. Use oversize distribution cable in the new installation to reduce copper 
losses. This will also help in reducing voltage drop during starting and 
running and minimizing the motor losses.  
 
2: Motor Efficiency Improvement  
The measures available to improve motor efficiency are:  
1.  If  motor  is  running  at  partial  load  then  convert  motor  from  delta  to  star 
connection. This will improve motor efficiency.  
2.  Replace  rewound  induction  motor  (with  reduced  efficiency)  with  new 
energy efficient motor.  
3.  If  process  demands  oversized  motor  then  possibility  of  use  of  VFD  may  be 
explored to save energy. This is also applicable in case of varying load duty 
cycle motor application.  
4. Control the motor drive temperature. This will reduce copper losses   and 
  increase      motor life.  
 
 
‐ 20 ‐ 
 
3: Better System Matching  
Measures available are:  
1. Use an on/off control system using timer, PLCs, etc to provide motor power 
only when required.  
2. Size the motor to avoid insufficient low load operation. Motor should run at 
65% to 95% of its nameplate rating to get maximum efficiency.  
 
4: Driven Load and Process Optimization  
Measures available to optimize the process and its operation are:  
1. Change or reconfigure the process or application so that less input power is 
required.  
2.  Downsize  the  over  sized  pumps,  fans,  compressors  or  other  driven  loads  if 
possible.  
3.  Install  more  efficient  mechanical  subsystems.  Check  that  coupling,  gearbox 
fan or pump must be energy efficient.  
 
Miscellaneous Measures to Improve Motor Efficiency 
Maintenance  Energy  savings  of  10  to  15  percent  of  motor  energy  consumption 
can  typically  be  realized,  depending  on  change  from  existing  maintenance 
practices.  
These are:  
1. Proper lubrication: it will minimize wear on moving parts. Lubrication is best 
done  on  a  regular  schedule  to  ensure  wear  is  avoided.  Once  it  occurs,  no 
lubricant can undo it. It is crucial that the correct lubricant is applied in the 
right quantities.  
2. Correct shaft alignment: It ensures smooth, efficient transmission of power 
from the motor to the load. Incorrect alignment puts strain on bearings and 
shafts,  shortening  their  lives  and  reducing  system  efficiency.  Shafts  should 
be  parallel  and  directly  in  line  with  each  other.  It  is  necessary  to  use 
precision  instruments  to achieve this.  Shaft alignment is an  important  part 
of installation and should be checked at regular intervals.  
3. Proper alignment: Belts and pulleys must be properly aligned and tensioned 
when  they  are  installed,  and  regularly  inspected  to  ensure  alignment  and 
‐ 21 ‐ 
 
tension  stay  within  tolerances.  Abnormal  wear  patterns  on  belts  indicate 
specific problems that may require correction. Loose bests may squeal and 
will  slip  on  the  pulleys,  generating  heat.  Correctly  tensioned  pulleys  run 
cool. Excess tension strains bearings and shafts, shortening their lives.  
4. Painting  of  motor:  Avoid  painting  motor  housing  because  paint  acts  as 
insulation,  increasing  operating  temperatures  and  shortening  the  lives  of 
motors.  One  coat  of  paint  has  little  effect,  but  paint  buildup  accumulated 
over years may have a significant effect. 
   
‐ 22 ‐ 
 
APPENDIX 5 
 
 Maintenance Schedule of MOTOR for Energy Conservation  
 
i). Daily: ‐ 
Clean the motor and starter. 
ii). Weekly: ‐ 
Clean slip rings with soft brush dipped in white spirit. 
iii). Monthly: ‐ 
Check earth connections of motor and starter. 
Blow through motor and starter with dry compressed air at 2 Kg/Cm
2
 . 
Check tightness of cable connections. 
Check motor for overheating and abnormal noise / sound, sparking and for proper 
bedding of brushes. 
Tighten belts and pulleys to eliminate excessive losses. 
 
iv). Quarterly: ‐ 
 
Check motor terminal voltage for balanced supply. If more than +1% of average, then 
check from transformer onward. 
Carry out SPM checks viz. vibrations and sound of bearing. Record reading and  
compare With earlier / other motor readings. 
Slip Ring: ‐ Inspect the brushes and make sure that they move freely in the  
brush holder clips. 
Clean brushes, holder chip and wipe with cloth dipped and in gasoline. Replace  
 the brush if they are worn out less than 5 mm in length from brush holder. 
Clean the starter and motor contacts with white spirit. 
 
v). Six Monthly Maintenance: ‐ 
Check over load mechanism of starter. 
Check alignment of motor with driven equipment. 
Check no load current and compare with earlier / original. 
Check / change lubrication as per lubrication schedule given on next pages. 
Check the securing foundation nuts for tightness. 
Inspect the paint coating and do‐touching wherever required. 
Check IR(Insulation) Resistance  of motor and starter with 500 V megger. It should be 
more than 2 MΩ 

Sponsor Documents

Or use your account on DocShare.tips

Hide

Forgot your password?

Or register your new account on DocShare.tips

Hide

Lost your password? Please enter your email address. You will receive a link to create a new password.

Back to log-in

Close