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
|