Охорона праці

|На відпущену |Г/кВтг|312,1 |305,3 |304,2 |-420 |

|На відпущену |Кг/ |152,2 |154,4 |154 |-499 |

|В т.ч. ТЕЦ |=11= |151,6 |154,1 |153,8 |-288 |

|Котельня |=11= |154,6 |155,6 |154,9 |-211 |

Загальне заощадження палива -919 т.у.п. Питомі витрати палива близькі

до розрахункових по нормативних характеристиках для фактичних умов роботи

устаткування.

В порівнянні з 1999р. в 2000р. питома витрата палива на відпущену

електроенергію зменшилась на 7,9г/кВтг.

1. Основна причина зменшення питомої витрати умовного палива на

відпущену електроенергію - збільшення виробітку електроенергії за

теплофікаційним циклом з 83,2% в 1999р до 85,1% в 2000р (на 1,9%). При

цьому зменшення питомої витрати умовного палива становить - 4,8г/кВтг.

2. Зменшення споживання природного газу з 80,7% в 1999р до 76,2% - на

4,5%, що повинно збільшити питому витрату палива на відпущену

електроенергію на +0,5г/кВтг. (Поправка до енергетичних характеристик

-0,037% питомих витрат палива на 1% зміни витрати газу).

3. Вплив погіршення технічного стану устаткування внаслідок тривалої

експлуатації. Збільшення питомої витрати умовного палива становить

+0,15г/кВтг. Розрахункове зменшення питомої витрати палива на відпущену

електроенергію у звітному році в порівнянні з 1999 роком становить -4,8 +

0,5 + 0,15 = -4,15г/кВтг.

Різниця між фактичним та розрахунковим зменшенням питомої витрати

палива на відпущену електроенергію: 7,9 - 4,15 = 3,75 г/кВтг.

Основні причини збільшення питомої витрати умовного палива на

відпущену теплоенергію:

1. Зменшення споживання природного газу на 4,5%, що збільшує питому

витрату палива на відпущену теплоенергію на 0,25кг/Гкал.

2. Вплив погіршення технічного стану устаткування внаслідок тривалої

експлуатації становить 0,05кг/Гкал.

3. Вплив збільшення витрати електроенергії на 0,26кВтг/Гкал на

перекачку мережної води внаслідок зниження температури мережної води та

зменшення відпуску теплоенергії - збільшення питомої витрати палива

становить 0,06кг/Гкал.

Розрахункове збільшення питомої витрати палива на відпущену

теплоенергію

0,25 + 0,05 + 0,06 = 0,36кг/Гкал

Різниця між фактичним та розрахунковим збільшенням питомої витрати

палива:

1,8-0,36= 1,44кг/Гкал Збільшення питомої витрати умовного палива на

теплоенергію на 1,44кг/Гкал при одночасному зменшенні витрати палива на

електроенергію на 3,75г/кВтг відбулося за рахунок зміни розподілу палива

при комбінованому виробництві електро- та теплоенергії у відповідності з

діючою Методикою внаслідок збільшення використання водогрійного котла ТЕЦ і

використання ШРОУ під час капремонтів турбін № 1 № 2.

Витрати електроенергії на власні потреби:

|На виробіток |% |9,39 |9,92 |9,90 |-94 |

|На відпуск |кВтг/Гкал |39,79 |40,08|40,05|-47 |

В порівнянні з 1999 роком витрати електроенергії на власні потреби

збільшені на виробіток електроенергії - на 0,51% і на відпуск теплоенергії

- на 0,26 кВтг/Гкал.

Основні причини збільшення витрати електроенергії на власні потреби:

1. Зменшення електричного та теплового навантаження ТЕЦ відповідно на

6,0 та 6,5% в порівнянні з 1999 роком.

2. Збільшення використання вугілля на 4,5%, що призвело до відповідного

збільшення витрати електроенергії на пилоприготування, тягу та дуття, на

гідрозоловидалення.

3. Зміна розподілу навантаження парових котлів під час капітального

ремонту турбін № 1 і № 2 в бік збільшення частки виробітку пари котлами П

черги, що мають витрату електроенергії на дуття в 2 рази більшу, ніж котли

1 черги.

4. Зниження температури мережної води, що призвело до збільшення

питомої витрати електроенергії на мережні насоси.

6.2. РЕЗЕРВИ ТЕПЛОВОЇ ЕКОНОМІЧНОСТІ

| | | |т.у.п. |

| | |1999 |2000 | |

|1 |Питома витрата тепла на |244 |151 |-93 |

|2 |Температура свіжої пари |- |22 |+22 - |

|3 |Тиск свіжої пари |27 |- 127 |+100 |

|4 |Температура живильної |- |- |• |

|5 |Вакуум і температурний |90 |76 |-14 |

|6 |Непланові пуски турбін |25 |55 |+30 ' |

|7 |ККД брутто котлів |1211 |834 |-377 |

|8 |В т.ч. непланові пуски |40 |55 |+15 |

|9 |Температура відхідних |517 |381 |-136 |

|10 |Коефіцієнт надлишку |551 |385 |-166 |

|11 |Присоси по газовому |- |13 |+13 |

|12 |Хімічна та механічна |103 |- |-103 |

|13 |Сумарний резерв теплової|1455 |985 |-470 |

В порівнянні з 1999 роком резерви теплової економічності в сумі

зменшені на 470 т.у.п. У звітному році значно (на 100 т.у.п.) збільшився

резерв теплової економічності по тиску свіжої пари. Зменшення тиску і

температури свіжої пари відбувалось з причини зниження тиску газу в

газопроводах до ТЕЦ до 1,2-1,5 кгс/см2 ( при нормі 4-6 кгс/см2).

При зниженому тиску газу автоматика теплового навантаження парових

котлів не працювала, тиск і температура пари зменшувались залежно ві,'і

коливання тиску газу перед відкритими клапанами регуляторів ГРП ТЕЦ.

Зміна інших резервів теплової економічності відбулась в значній ;'.щ:\

через перегляд нормативних енергетичних характеристик устаткування ТЕЦ.

Основні техніко-економічні показники в порівнянні з 1999 роком зведені

в таблицю:

|№ пп|Показники |Один. |1999р. |2000р. | |

|1 |Установлена потужність на |кВт |200000 |200000 1 |

|2 |Середньорічна установлена |41= |200000 |200000 | |

|3 |Число годин використання уст.|Год |2504,8 |2355 |

| |потужності | | |» |

|4 |Виробіток електроенергії |Тис.кВтг|500898 |470976 ; |

|5 |В т.ч. по теплофікаційному |=//= |416634 |400843 |

|6 |Відпуск електроенергії |=//= |402428 |375553 |

| |Відпуск теплоенергії - всього|Гкал |1625173 |1519131 |

| |Від виробничих відборів |=11= |482001 |480987 |

| |Від ШРОУ |=11= |- |19128 |

| |Від теплофікаційних відборів |=11= |806794 |700526 |

| |Від водогрійних котлів ТЕЦ |=11= |3263 |18011 |

| |Від Припортової котельні |=11= |333115 |300479 |

|8 |Питома витрата умовного |Г/кВтг |312.1 |304.2 |

|9 |Питома витрата умовного |Кг/Гкал |152.2 |154.0 |

|10 |Витрата умовного палива на |Т.у.п. |125617 |114246 |

|11 |В т.ч. природного газу |=11= |112677 |72263 |

|12 |В т.ч. вугілля |=11= |12940 |41983 |

|13. |Витрата умовного палива на |=11= |247337 |234006 |

|14 |В т.ч. природного газу |=11= |188169 |193269 |

|15. |В т.ч. вугілля |=//= |59168 |40737 |

|16 |Витрата електроенергії на |Тис./Квт|47053 |46619 |

| |власні потреби на виробіток |г | | |

|17 |Витрата електроенергії на |=11= |51417 |48804 |

|18 |Коефіцієнт використання |% | | |

| |Електричної |% |28,6 |26,8 |

| |Теплової (всього) |% |12,7 |11,9 |

| |В т.ч. відборів турбін |% |22,9 |20,8 |

| |Водогрійних котлів ТЕЦ |% |0,06 |0,31 |

| |Припортової котельні |% |25,4 |22,8 |

| |Енергетичних котлів ТЕЦ |% |25,4 |23,5 |

6.3. У звітному році впровадження заходів з нової техніки не було через

брак коштів з причини неплатежів споживачів електро- і теплоенергії.

6.4. У звітному році впроваджено ряд заходів для заощадження палива та

електроенергії власних потреб:

6.4.1. Кислотна промивка конденсату ТГ № 1 -заощадження 300 т.у.п/рік.

6.4.2. Кислотна промивка трубних систем бойлерів 4А,Б - заощадження 160

т.у.п.

6.4.3. Обмивка конвективних поверхонь нагріву котлів №5-9 -

заощадження 400 т.у.п.

6.4.4. Заміна парових калориферів для підігріву повітря

перед повітропідігрівником на котлі №9 - на калорифери СО-110-02 -

заощадження 50 т.у.п.

6.4.5. Ремонт соплових коробок К-5 з заміною дефектних ділянок - 40

т.у.п.

6.4.6. Ремонт пиловловлювачів К-5 з контролем товщини стінки, заміною

зношених ділянок - 50 т.у.п.

6.4.7. Зниження тиску в колекторі 1,2 ата шляхом відокремлення від

колектору паропроводу подачі пари на калорифери котлів №5-9, що потребують

підвищеного тиску пари - заощадження 380 т.у.п/рік,

6.4.8. Заміна 4-х кубів повітропідігрівника 2ст. котла №6 - заощадження

-80т.у.п.

6.4.9. Переглянуті нормативні енергетичні характеристики і графіки

нормативних питомих витрат палива.

6.5. На 2001 рік заплановані заходи щодо заощадження палива і

електроенергії.

6.5.1. Обмивка конвективних поверхонь нагріву К-5-9 - заощадження 400

т.у.п.

6.5.2. Заміна 2-х нижніх кубів повітропідігрівника 1ст. котла №6 -

заощадження 40 т.у.п.

6.5.3. Ремонт соплових коробок топкових циклонів К-б з заміною

дефектних ділянок - 40 т.у.п.

6.5.4. Ремонт пиловловлювачів К-5 з контролем товщини стінки, заміною

зношених ділянок - 50 т.у.п.

3.1.

1,2,3,4

8. АВАРІЙНІСТЬ.

8.1. Основні дані про кількість аварій, відмов 1 і 2 категорій на

електростанції, розподіл їх за причинами та видами устаткування, аварійний

недовідпуск енергії.

Аварії першої та другої категорії - відсутні.

Відмови першої категорії - відсутні.

Відмови другої категорії - 3 (три):

по тепломеханічному устаткуванню - 3.

1. Енергетичний котел ст.№7 БКЗ-220-ЮОГц аварійно відключався

оперативним персоналом по причині розриву труби 03 8х4,5мм із сталі 12Х1МФ

78-го змійовика 12-20 мікроблоку 4-ої ступені пароперегрівача. Пошкоджена

труба знаходилась в експлуатації 115000 годин. Ймовірною причиною

пошкодження труби є ослаблення перерізу труби внаслідок розвитку корозійно-

термічної втомленості тріщин на зовнішній поверхні труби.

Класифікаційна ознака технічного порушення - 5.4.6. (корозійне

пошкодження - ГКД-34.08.551-99.

Класифікаційна ознака організаційного порушення - 5.5.5. (незадовільна

організація технічного обслуговування).

Недовиробітку електричної і теплової енергії - немає.

Недовідпуску електричної і теплової енергії - немає.

2. Енергетичний котел ст.№4 ПК-19-2 відключився захистом по упуску води

в барабані, по причині пошкодження (розриву) згину труби №61 076х5мм ст.20

заднього екрану.

Причиною розриву згину екранної труби виявилось виникнення корозійного

розтріскування металу згину по нейтральній зоні з концентратором напруги

повздовжній рисці, котра проходила через нейтральну зону, та сприяла

інтенсивному тріщиноутворенню в процесі тривалої експлуатації.

Класифікаційна ознака технічного порушення 5.4.6. (корозійне

пошкодження) ГКД.34.08.551-99.

Класифікаційна ознака організаційного порушення 5.5.5. (незадовільна

організація технічного обслуговування) ГКД. З 4.08.5 51-99.

Недовиробіток електричної і теплової енергії:

- на протязі 1,3 години ТЕЦ знизила потужність на ІОМВт:

ЮОООМВтх 1,3 год. = 13000 кВт/год.

Недовиробіток тепла з гарячою водою становить 48Гкал.

Недовідпуску електричної енергії - немає.

Недовідпуск тепла з гарячою водою становить 48Гкал.

3. Турбогенератор ст.№1 ПТ-25 відключався захистом по зниженню

температури перегрітої пари перед ТГ-1 по причині зниження її температури

при підключенні недостатньо прогрітого головного паропроводу котла №3 в

магістраль.

Класифікаційна ознака технічного порушення 5.4.19 (некласифікаційні

причини) ГКД 34.08.551-99.

Класифікаційна ознака організаційного порушення 5.5.1. (помилкові дії

оперативного персоналу) ГКД 34.08.551-99.

Недовиробіток електричної і теплової енергії:

На протязі 1,15 год. ТЕЦ знизила потужність на 5МВт.

Недовиробіток електроенергії становить; 5000 х 1, 15 = 5700 кВт/год.

Недовиробітку тепла не було, т.як своєчасно включилася БРОУ-1.

Недовідпуску електричної і теплової енергії - не було.

8.2. Пошкодження поверхонь нагріву у 2000 році:

1. Пошкодження (розрив) шостої труби 78-го змійовика 12 мікроблоку 4

ступені пароперегрівача К-7.

Намічені заходи:

Провести обстеження стану металу мікроблоків 3 і 4 ступені

пароперегрівача К-7 в капітальний ремонт 2001р.

Виконати заміну 12-го мікроблоку 4-ї ступені КІШ К-7 в капремонт 2001р.

2. Пошкодження згину труби №61 076х5мм ст.20 заднього екрану К-4.

В поточний ремонт котла №4 в 2001 році провести заміну всіх згинів

заднього та фронтового екранів в місці переходу із нахильної частини у

вертикальну, які знаходяться в експлуатації з моменту пуску котл

17. охорона ДОВКІЛЛЯ ТА РАЦІОНАЛЬНЕ ^ \_

ВИКОРИСТАННЯ ПРИРОДНИХ РЕСУРСІВ.

17.1. Споруди для очищення стічної води Черкаської ТЕЦ:

1. Механічної очистки: відстійник промислових та зливових стоків.

2. Фізико-механічної очистки для очищення стічної води від

нафтопродуктів. Потужність споруд фізико-механічної очистки становить -

1150 м^добу. У 2000 році очищено 165000м3 замаслених та замазучених вод.

17.2. Обсяги нормативно-чистих стоків становлять- 1721,1тис.м3.

17.3. Потужність системи оборотного водопостачання на кінець року

становить 335,3тис.мз/добу, в тому числі циркуляційна система

-О.Птис.м^добу, теплопостачання - 0,19 тис.мУдобу і оборотна система

гідрозоловидалення - О.ОЗтис.м^добу.

Використання оборотної води в 1999 році становила 122500тис.м3.

17.4. Потужність установок для уловлення та знешкодження шкідливих

речовин у димових газах становить 2380 тис.м^год.

17.5. Сумарні викиди шкідливих речовин в атмосферне повітря за звітний

рік по ТЕЦ становить: 7450,588т, в тому числі:

- твердих речовин (золи) - 670,027т

- сірчаного ангідриду - 4995,533т

- окислів азоту - 1382,922т

- окису вуглецю - 396,557т. Сумарні викиди Припортової

котельні - 64,45т, в тому числі:

окислів азоту - 58,35т

окису вуглецю - б, 1т.

17.6. Характеристика газоочисного обладнання в додатку 17.1.

17.7. Витрати на капітальний ремонт основних виробничих фондів

природоохоронного призначення становлять 0,748тис.грн., у тому числі:

- на охорону повітряного басейну б,088тис.грн.

- на охорону водних ресурсів 18,279тис.грн.

17.8. Середньорічна вартість основних фондів природоохоронного

призначення становить 82бтис.грн.

17.9. Обсяги накопичення, виходу та використання золошлакових відходів

(ЗШВ), тис.т в додатку 17.2.

17.10. Площа земель, що зайняті під діючий золовідвал - 24,48 га під

діючі шлаковідвали № 1 - 0,7 га, № 2 - 7,5 га, всього - 32,68 га.

Видалення золи і шлаку на ТЕЦ роздільне. Шлак придатний для всіх видів

будівельних робіт, але в останні роки попит на шлак значно зменшився.

17.11. Рекультивація земель не проводилась.

17.12. Екологічні платежі за 2000 рік становлять: усього 680724,84грн,

у тому числі:

за викиди в атмосферу - б77929,47грн.

за розміщення відходів - 2795,37грн.

з них понадлімітні платежі за викиди в атмосферне повітря - 17,37грн.

Безпосередньо скиди у поверхневі водойми на Черкаській ТЕЦ відсутні.

Плата за забруднення водойми здійснюється власнику каналізаційного

колектору - ВАТ "Черкаське хімволокно". Сума плати за звітний період

становить 1910,02грн.

17.13. Встановлені ліміти викидів шкідливих речовин в атмосферне

повітря по Черкаській ТЕЦ на звітний період № 710665 від 20.05.99р., термін

дії до 31.12.2000р. погоджені Державним управлінням екобезпеки в

Черкаській області.

|Забруднюючи речовини |2000 рік |

| |(т/рік) |

|Тверді речовини (зола) |1746,191 |

|Сірчаний ангідрид |15097,302 |

|Окисли азоту |4038,829 |

|Окис вуглецю |976,1368 |

|Всього ТЕЦ |21864,44452 |

Встановлені ліміти викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря по

Припортовій котельні на звітний період № 710288 від 19.05.1999р. та на

наступний рік за № 710288 від 05.12.2000р. погоджені Держуправлінням

екобезпеки в Черкаській області.

|Забруднюючі речовини |2000 рік |2001 рік |

|Окисли азоту |68,43 |68,43 |

|Окис вуглецю |7,15 |7,15 |

|Всього |75,58 |75,58 |

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7

МЕНЮ

Охорона праці

ИНТЕРЕСНОЕ