В порівнянні з 1999р. виробіток електроенергії зменшився на
29,9млн.кВт, або на 6%. Відпуск теплоенергії зменшився на 106,Отис.Гкал, або на 6,5%.

Питомі витрати умовного палива в порівнянні з розрахунковими нормами і фактичними витратами 1999р. зведені в таблицю:
|Показники |Од. |1999р |2000р. |-економія |
| |виміру|факт | |+перевитрати |
| | | | |т.у.п. |
| | | |Норматив |факт | |
|На відпущену |Г/кВтг|312,1 |305,3 |304,2 |-420 |
|електроенергію | | | | | |
|На відпущену |Кг/ |152,2 |154,4 |154 |-499 |
|теплоенергію |Гкал | | | | |
|В т.ч. ТЕЦ |=11= |151,6 |154,1 |153,8 |-288 |
|Котельня |=11= |154,6 |155,6 |154,9 |-211 |
|Припортового р-ну| | | | | |

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:
|Показники |Один. |1999р.|2000 рік |-економія |
| |Виміру |факт | |+перевитрата|
| | | | |, тис.кВтг |
| | | |План |факт | |
|На виробіток |% |9,39 |9,92 |9,90 |-94 |
|електроенергії | | | | | |
|На відпуск |кВтг/Гкал |39,79 |40,08|40,05|-47 |
|теплоенергії | | | | | |

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
|№ пп|Показники |Резерв теплової |+ збільшення|
| | |економічності т.у.п. |-зменшення |
| | | |т.у.п. |
| | |1999 |2000 | |
|1 |Питома витрата тепла на |244 |151 |-93 |
| |турбіни | | | |
|2 |Температура свіжої пари |- |22 |+22 - |
|3 |Тиск свіжої пари |27 |- 127 |+100 |
|4 |Температура живильної |- |- |• |
| |води | | | |
|5 |Вакуум і температурний |90 |76 |-14 |
| |напір в конденсаторах | | | |
|6 |Непланові пуски турбін |25 |55 |+30 ' |
|7 |ККД брутто котлів |1211 |834 |-377 |
|8 |В т.ч. непланові пуски |40 |55 |+15 |
| |котлів | | | |
|9 |Температура відхідних |517 |381 |-136 |
| |газів | | | |
|10 |Коефіцієнт надлишку |551 |385 |-166 |
| |повітря | | | |
|11 |Присоси по газовому |- |13 |+13 |
| |тракту | | | |
|12 |Хімічна та механічна |103 |- |-103 |
| |неповнота згорання | | | |
|13 |Сумарний резерв теплової|1455 |985 |-470 |
| |економічності | | | |

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. | |
| | |Виміру | | |
|1 |Установлена потужність на |кВт |200000 |200000 1 |
| |кінець року | | | |
|2 |Середньорічна установлена |41= |200000 |200000 | |
| |потужність | | | |
|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 |
| |циклу | | | |
|6 |Відпуск електроенергії |=//= |402428 |375553 |
| |Відпуск теплоенергії - всього|Гкал |1625173 |1519131 |
| |В тому числі | | | |
| |Від виробничих відборів |=11= |482001 |480987 |
| |турбін | | | |
| |Від ШРОУ |=11= |- |19128 |
| |Від теплофікаційних відборів |=11= |806794 |700526 |
| |погіршеного вакууму | | | |
| |Від водогрійних котлів ТЕЦ |=11= |3263 |18011 |
| |Від Припортової котельні |=11= |333115 |300479 |
|8 |Питома витрата умовного |Г/кВтг |312.1 |304.2 |
| |палива на відпущену | | | |
| |електроенергію | | | |
|9 |Питома витрата умовного |Кг/Гкал |152.2 |154.0 |
| |палива на відпущену | | | |
| |теплоенергію | | | |
|10 |Витрата умовного палива на |Т.у.п. |125617 |114246 |
| |відпущену електроенергію | | | |
|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 |
| |відпущену теплоенергію | | | |
|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 | | |
| |електроенергії | | | |
|17 |Витрата електроенергії на |=11= |51417 |48804 |
| |власні потреби на відпуск | | | |
| |теплоенергії | | | |
|18 |Коефіцієнт використання |% | | |
| |установленої потужності | | | |
| |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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11