рефераты бесплатно

МЕНЮ


Охорона праці

На наш погляд, назріла гостра необхідність запровадити універсальний

показник небезпечності устаткування та виробництва для працюючих і

навколишнього середовища - УПН. Підприємства-виготівники повинні

присвоювати його устаткуванню, яке вони випускають, за фактично закладеними

в нього шкідливими і небезпечними виробничими факторами. За найбільшим і

середнім УПН оцінюють небезпечність дільниць, цехів, районів, міст і цілих

регіонів. Проте, якщо враховувати тільки шкідливі та небезпечні

фактори, не одержимо об'єктивної картини небезпеки, тому пропонується

ввести в УПН кількість людей, які наражаються одночасно на одні й ті самі

небезпеки як під час роботи на устаткуванні й на підприємстві, так і в його

межах.

Основне призначення УПН - це, перш за все, виявлення найбільш

небезпечних виробів (як на стадії розробки дослідних зразків та їх

випробувань, так і в процесі їх експлуатації та зберігання) і підприємств,

їх облік, у тому числі й за допомогою ЕОМ, з наступним аналізом і розробкою

заходів щодо зниження величини УПН та зведення його до нуля. При цьому

непогано було б підприємства з незначним УПН заохочувати, а там, де УПН

високий,-вживати заходів для його зниження. Величину УПН визначають так:

УПН - Р • Ф, (1)

де Р - кількість працюючих (тих, що мають контакт) з даним

устаткуванням (виробом) безпосередньо, і тих, хто може наражатися на

небезпеку під час його аварії; Ф - сума шкідливих і небезпечних факторів.

УПН дає можливість враховувати різні небезпеки: ті, що становлять

загрозу для працюючих на підприємстві — УПНп, навколишнього середовища -

УПНн, змішану загрозу - УПНз.

2.1.

1,2,3,4,5

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТУЖНОСТІ, СТАН УСТАТКУВАННЯ.

2.1. Установлена потужність ТЕЦ на початок і кінець року становить

200мВт. Наявна електрична потужність влітку, під час відключення тепломереж

для випробування і ремонту, знижувалася до 175мВт за браком навантаження

протитиску турбіни №2. В зимовий період наявна потужність становить 200мВт.

Робоча потужність з урахуванням відсутності палива і консервації, зведена в

таблиці №3.

Теплова потужність ТЕЦ становить 1308Гкал/год, в тому числі

регульованих відборів і протитиску турбін - 648Гкал/год, водогрійних котлів

ТЕЦ - ббОГкал/год.

Теплова потужність водогрійних котлів котельні Припортового району

-150Гкал/рік.

2.2. Кількість, тип, потужність основного енергетичного устаткування

зведені в таблицях №1,2.

Таблиця 1. Основне обладнання.

|Назва агрегатів |Одиниця виміру |КІЛЬКІСТЬ, ШТ. |

|Енергетичні парові котли |Шт |9 |

|Водогрійні котли |Шт |8 |

|Турбоагрегати |Шт |5 |

Таблиця 2. Характеристика устаткування

(котлоагрегати, турбіни, генератори, трансформатори).

|№№ |Тип |4 |Рік |Число годин |Основні дані та |

|п/п |устаткування |о сс |останнього |роботи на |характеристика |

| | | |капремонту |1.01.2001р. | |

| | | | |тис.год. | |

|К-1 |ПК-19-2 |1961 |1997 |239,0 |Продуктивність - |

| | | | | |по 1 Ют/г |

| | | | | |Параметри пари |

| | | | | |ЮОата 520°С |

| | | | | |Топка-камерна з |

| | | | | |пальниками УТ-10 |

|К-2 |ПК-19-2 |1961 |1996 |231,0 | |

|К-3 |ПК-19-2 |1963 |1999 |224,8 | |

|К-4 |ПК-19-2 |1964 |1998 |240,0 | |

|К-5 |БКЗ-220-ЮОГц |1965 |2000 |179,8 |Продуктивність - |

| | | | | |по 220т/год |

| | | | | |ЮОата 520°С Топка |

| | | | | |- трикамерна з |

| | | | | |двома |

| | | | | |горизонтальними |

| | | | | |топковими |

| | | | | |циклонами |

|К-6 |БКЗ-220-100Гц|1967 |1995 |178,2 | |

|К-7 |БКЗ-220-ЮОГц |1968 |1996 |173,8 | |

|К-8 |БКЗ-220-ЮОГц |1968 |1998 |177,4 | |

|К-9 |БКЗ-220-ЮОГц |1969 |1997 |175,0 | |

|ВК-1 |ПТВМ-ЮО |1964 |1989 |16,7 |Продуктивність по |

| | | | | |ЮОГкал/год |

|ВК-2 |ПТВМ-100 |1965 |1987 |16,6 | |

|ВК-3 |ПТВМ-ЮО |1968 |1986 |13,3 | |

|ВК-4 |КВГМ-180 |1983 |- |16,5 |Продуктивність - |

| | | | | |по 180Гкал/год |

|ВК-5 |КВГМ-180 |1985 |- |3,6 | |

|ВКП-1|КВГМ-50 |1987 |- |49,1 |Котли Припортової |

| | | | | |котельні. |

| | | | | |Продуктивність по |

| | | | | |50Гкал/год |

|ВКП-2|КВГМ-50 |1988 |- |28,6 | |

|ВКП-3|КВГМ-50 |1989 |- |24,2 | |

|Турб.|ВПТ-25-4 |1961 |2000 |308,8 |25мВт, відбір |

|№1 | | | | |8-ІЗата, |

| | | | | |43Гкал/год, відбір|

| | | | | |пари 1,2ата, |

| | | | | |29Гкал/год |

|Турб|ПР-25-90-10/0|1963 |2000 |220,1 |25МВт, відбір 8-ІЗата, |

|.№2 |.9 | | | |39Гкал/год, протитиск |

| | | | | |0,9-2,5ата, 45Гкал/год |

|Турб|ПТ-50-90-13 |1966 |1992 |221,7 |Потужність по 50МВт Відбір|

|.№3 | | | | |пари 10-1 бата по |

| | | | | |ЮЗГкал/год Відбір |

| | | | | |1,2ата61Гкал/год |

|Турб|ПТ-50-90-13 |1967 |1993 |219,3 | |

|.№4 | | | | | |

|Турб|ПТ-50-90-13 |1968 |1991 |170,3 | |

|.№5 | | | | | |

|Г-1 |ТВС-30 |1961 |2000 |308,8 |Напруга 6,ЗкВ, со5|л=0,8 |

| | | | | |Охолодження-водень Р=1ат |

|Г-2 |твс-зо |1963 |2000 |220,1 | |

|Г-3 |ТВФ-60 |1966 |1992 |221,7 |Напруга 6,ЗкВ, созр, = 0,8|

| | | | | |Охолодження-водень Р=2ат |

|Г-4 |ТВФ-60 |1967 |1993 |219,3 | |

|Г-5 |ТВФ-60 |1968 |1999 |170,3 | |

|Трансформатори |

|Т-3 |ТДЦНГУ |1966|1992 |- |По 80000кВА 110/6,ЗкВ |

|Т-4 |ТДЦНГУ |1967|1993 |- | |

|Т-5 |тд |1968|1991 |- | |

Протягом останніх років котли №1-4 типу ПК-19-2 роблять тільки на

природному газі, досить надійно і економічно.

Але для роботи на вугіллі котли мають ненадійні системи

пилоприготування з прямим вдуванням аеросуміші та валковими млинами, що

дають великі втрати вугілля разом з породою в провалі. Пилосистеми

розраховані для роботи на вугіллі марки "Т" і при роботі на вугіллі з

підвищеним вмістом летючих досить вибухонебезпечні.

Під час капремонтів на цих котлах виконаний великий обсяг робіт з

заміни екранних труб, водяних економайзерів, пароперегрівачів.

Котли №5-9 типу БКЗ-220-100Гц з горизонтальними топковими циклонами.

Вузькі місця, що знижують надійність та економічність роботи цих котлів:

наявність елементів (циклони і камера догорання), під тиском топкових

газів, що призводить до частої появи прогарів;

великі витрати на ремонт та великий обсяг робіт з виготовлення та

заміни топкових циклонів, котрі потребують заміни кожного другого

капремонту;

підвищена витрата електроенергії на власні потреби, тому що котли мають

потужні дуттьові вентилятори;

підвищені вимоги до якості вугілля, особливо до температурних і

в'язкісних характеристик золи.

Практично для цих котлів придатні тільки концентрати газового вугілля.

За умови витікання рідкого шлаку, котли мають вузький діапазон регулювання

навантаження (180-240 т/год).

Є труднощі й при спалюванні природного газу.

При навантаженнях, близьких до номінальних, відбувається

виплавлення шлаку та захисної обмазки на ошинованих поверхнях циклонів, а

згодом і обгорання шипів, що перешкоджає відновленню вогнетривкої футеровки

і призводить до додаткових труднощів при переході на спалювання вугілля.

Водогрійні котли №1-3 ПТВМ-100 після проведення реконструкції з

встановленням пальників двохступеневого спалювання роблять досить надійно і

економічно на газі і мазуті.

Водогрійні котли КВГМ-180 ст.№ 4, 5 робили тільки на природному газі,

стан цих котлів - задовільний.

З причин нестачі палива, зниження температури прямої води тепломереж та

відключення від ТЕЦ підприємств, що збудували власні котельні, водогрійні

котли ТЕЦ мало використовуються в останні роки. У звітному році тільки

водогрійний котел №1 включався періодично в роботу і проробив 423 години.

Котли Припортової котельні типу КВГМ-50 робили тільки на природному

газі і знаходяться в доброму стані.

Турбіна №1 ПТ-25-90 (ВПТ-25-4) виробництва УТМЗ з початку експлуатації

проробила 308,8 тис.год.

В зв'язку з відсутністю коштів для заміни турбіни було прийнято рішення

виконати капремонт турбоагрегату з обстеженням стану турбіни і генератору

експертною комісією і у випадку позитивних результатів обстеження,

продовжити термін експлуатації турбоагрегату.

Після детального обстеження турбоагрегату спеціалізованими

організаціями, термін експлуатації ТГ №1 був продовжений до 350 тис.год.

Турбіна №2 типу ПР-25-90/10/09 виробництва УТМЗ з протитиском 0,7-

2,5атата регульованим відбором пари на виробництво 8-ІЗата.

До 2000р. для турбіни №2 погоджувалось сезонне обмеження потужності

(25мВт). В останні роки виконані заходи, що направлені як на підвищення

економічності обладнання, так і на ліквідацію обмеження потужності.

Це підключення бойлерної ТГ-5 по парі 1,2ата до парового колектору 1-2

черги, кислотні промивки бойлерів 1А, Б, конденсатору ТГ-1.

Внаслідок впровадження цих заходів, 1 черга ТЕЦ спроможна влітку нести

номінальне навантаження - 50мВт при включеному гарячому водопостачанні

міста. Вимушена зупинка ТГ-2 за браком теплового навантаження протитиску

можлива тільки з причини ремонту допоміжного обладнання - тепломереж. Тому,

на 2001 рік обмеження потужності для ТГ-2 не планується.

Турбіни № 3-5 типу ПТ-50-90/13/1, 2 виробництва ЛМЗ - Зшт. З метою

підвищення економічності турбіни переведені в режим роботи з погіршеним

вакуумом з підігрівом в конденсаторах зворотної води тепломереж, при цьому

були видалені робочі лопатки останньої - 28-ї ступені, технічний стан

турбін -задовільний.

2.3. План робочої потужності ТЕЦ виконала. При плані на 2000 рік

75,3мВт, фактична робоча потужність за 2000 рік становить 76,7 мВт.

Випадків невиконання місячних планів робочої потужності у звітному році

не було.

Середнє навантаження за 2000 рік становить 51,5мВт, холодний резерв

25,2 мВт, відсутність палива і консервація - 89,5мВт.

Причина низького електричного навантаження - робота ТЕЦ за тепловим

графіком в умовах нестачі палива і при низькому споживанні теплоенергії.

Основна причина перевиконання плану робочої потужності -зменшення виводу

обладнання у непередбачені ремонти.

Робоча потужність по місяцям і за 2000р. зведена в таблицю №3,

|МИТ |

|Період року |1999р. факт |2000р. |

| | |План |Факт |% |

| | | | |виконання |

|Січень |190,7 |117,8 |118,1 |100,3 |

|Лютий |189,4 |122,5 |124,4 |101,6 |

|Березень |166,7 |122,5 |125,0 |102,0 |

|Квітень |140,9 |122,5 |125,0 |102,0 |

|Травень |154,4 |94,8 |98,1 |103,5 |

|Червень |142,7 |34,0 |35,0 |102,9 |

|Липень |140,5 |21,7 |22,1 |101,8 |

|Серпень |26,4 |43,4 |44,1 |101,6 |

|Вересень |189,9 |35,3 |37,3 |105,7 |

|Жовтень |194,7 |41,9 |42,6 |101,7 |

|Листопад |172,8 |73,5 |75,0 |102,0 |

|Грудень |114,1 |74,3 |75,4 |101,5 |

|За рік |151,5 |75,3 |76,7 |101,9 |

Зменшення робочої потужності в порівнянні з 1999 роком відбулося з

причини вилучення з величини робочої потужності резерву по відсутності

палива.

2.5. Технічний стан системи гідрозоловидалення - задовільний.

Видалення шлаку і вловленої золи - роздільне. Шлак придатний для всіх

будівельних робіт, але в останні роки попит на шлак зменшився, що

призводить до накопичення його на шлаковідвалах.

Технічний стан берегової насосної - задовільний. Але трубопроводи

технічної води з берегової насосної до ТЕЦ пошкоджені корозією, часто

виникають пориви труб. Траса водогонів поступово опинилася в зоні міської

забудови. Необхідна заміна водогонів із зміною їх траси.

Потребують капітального ремонту градирні №1 і №2..На градирні №1

потребує заміни шиферна обшива башти.Обшива градирень зазнала значних

пошкоджень від ураганного вітру в червні1998р.На градирні №2 встановлений 1

ярус зрошувача (замість двох по проекту) із неантисептированої деревини.

Зрошувач постійно руйнується.З причини роботи ТЕЦ за тепловим графіком

електричного навантаження з зупинкою на літній період турбін 2 черги,

градирні в останні роки не використовуються.

2.7. Діагностика обладнання проводиться згідно з вимогами НТД. Під час

капремонту ТГ №1 дефектоскопічний контроль, дослідження структури,

твердості і властивостей металу ротора і корпусів циліндру і стопорного

клапану виконало підприємство "Енергоналадка" АТ "Київенерго". Розрахункові

дослідження теплового стану ротора і корпуса циліндра ТГ-1 при основних

режимах роботи, прогнозування властивостей металу на тимчасову базу

350тис.год., виконало ВАТ "Турбоатом".Розрахункові дослідження

напружено-деформованого стану, короткочасної і тривалої статичної

міцності, циклічної міцності, накопичені пошкодженості, кінетики тріщин,

виробленого і залишкового ресурсу основних елементів турбіни, виконало

Харківське ЦКБ "Енерго прогрес".Під час капремонту ТГ-2 службою металу

"Київенергоналадка", перевірені стан стопорного клапана і ротора турбіни,

лабораторією металів ТЕЦ, перевірене циліндр турбіни і допоміжне

обладнання. Суттєвих пошкоджень не виявлено.

6,7,8,9,10

1.1. Черкаська ТЕЦ - енергетичне підприємство, виробляє електричну і

теплову енергію шляхом спалювання палива (вугілля, мазут, природний газ) у

топках казанів перетворення енергії топкових газів в енергію пари; енергія

пари на турбінах перетвориться в механічну енергію обертання роторів

турбін; механічна енергія в генераторах перетвориться в електричну

енергію, що через розподільні пристрої і трансформатори надходить на

споживання в електричні мережі .

Теплова енергія у виді гарячої води з температурою до 150 градусів З

надходить на обігрів комунального господарства міста промислових

підприємств, у виді пари 8-16 атм. з температурою до 250 градусів З

надходить на промислові підприємства м.Черкаси для технологічних цілей.

1.2. Основні обов'язки працівників Черкаської ТЕЦ;

- дотримання заданих умов енергопостачання споживачів;

- підтримка нормальної якості електроенергії, що відпускається,

(нормовані частоти і напруги електричного струму), тиски і температури

теплоносія;

- дотримання оперативно-диспетчерської дисципліни;

- зміст устаткування., будинків і споруджень у стані

експлуатаційної готовності;

- забезпечення максимальної економічності і надійності

енерговиробництва;

- дотримання вимог вибухо- і пожежобезпечності в процесі експлуатації

устаткування;

- виконання вимог гігієни і безпеки праці;

- зниження шкідливого впливу виробництва на людей і навколишнє

середовище.

1.3. Потужність Черкаської ТЕЦ

по эл. енергії - 230 Мвт

по тепловій енергії –

1.4. Черкаська ТЕЦ містить у собі :

-Казани парові ПК-19 - 4 шт.

Про пару 110 т/година, Т перегр. пари 540 градусів С.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8


Copyright © 2012 г.
При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна.