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, 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: