4(5-1997)
Існуючі методи аналізу нещасних випадків та аварій, як правило, дають можливість робити висновки тільки після того, коли аварія вже сталася і ми поставлені перед довершеним фактом - зруйнованим устаткуванням, підприємством, загибеллю або травмуванням людей. Останнім часом тяжкість аварій збільшилась, і в майбутньому навряд чи треба чекати її зниження. Це пов'язано перш за все із зростанням потужності підприємств, а також із застосуванням у промисловості нових видів енергії, які мають значну руйнівну силу. Ми постійно оточені небезпеками, включаючи найелементарніші, давно звичні побутові, які підстерігають нас удома і на відпочинку, по дорозі на роботу і з роботи.
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
