Курсовая: Охорона праці

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. Виміру	1999р. факт	2000 рік		-економія +перевитрата, тис.кВтг
			План	факт
На виробіток електроенергії	%	9,39	9,92	9,90	-94
На відпуск теплоенергії	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

№ пп	Показники	Резерв теплової економічності т.у.п.		+ збільшення -зменшення т.у.п.
		1999	2000
1	Питома витрата тепла на турбіни	244	151	-93
2	Температура свіжої пари	-	22	+22 -
3	Тиск свіжої пари	27	- 127	+100
4	Температура живильної води	-	-	•
5	Вакуум і температурний напір в конденсаторах	90	76	-14
6	Непланові пуски турбін	25	55	+30 '
7	ККД брутто котлів	1211	834	-377
8	В т.ч. непланові пуски котлів	40	55	+15
9	Температура відхідних газів	517	381	-136
10	Коефіцієнт надлишку повітря	551	385	-166
11	Присоси по газовому тракту	-	13	+13
12	Хімічна та механічна неповнота згорання	103	-	-103
13	Сумарний резерв теплової економічності	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. Виміру		1999р.		2000р. |
1	Установлена потужність на кінець року		кВт		200000		200000 1
2	Середньорічна установлена потужність		41=		200000		200000 |
3	Число годин використання уст. потужності		Год		2504,8		2355 »
4	Виробіток електроенергії		Тис.кВтг		500898		470976 ;
5	В т.ч. по теплофікаційному циклу		=//=		416634		400843
6	Відпуск електроенергії		=//=		402428		375553
		Відпуск теплоенергії - всього		Гкал		1625173		1519131
		В тому числі
		Від виробничих відборів турбін		=11=		482001		480987
		Від ШРОУ		=11=		-		19128
		Від теплофікаційних відборів погіршеного вакууму		=11=		806794		700526
		Від водогрійних котлів ТЕЦ		=11=		3263		18011
		Від Припортової котельні		=11=		333115		300479
8		Питома витрата умовного палива на відпущену електроенергію		Г/кВтг		312.1		304.2
9		Питома витрата умовного палива на відпущену теплоенергію		Кг/Гкал		152.2		154.0
10		Витрата умовного палива на відпущену електроенергію		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 відпущену теплоенергію		=11=		247337		234006
14		В т.ч. природного газу		=11=		188169		193269
15.		В т.ч. вугілля		=//=		59168		40737
16		Витрата електроенергії на власні потреби на виробіток електроенергії		Тис./Квтг		47053		46619
17		Витрата електроенергії на власні потреби на відпуск теплоенергії		=11=		51417		48804
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.

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,

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7