Курсовая: Охорона праці

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.

Р пері м.. пари = 110 кг/див2

-Казани парові БКЗ-220-100 Гц - 5 шт

Про пару 220 т/година Т перегр. пари 540 градусів З,

Р пров. пари == 110 кг/див2

-Казани водогрійні ПТВМ-100 - 3 шт, ПТВМ-50 -3 шт, ДКВР-180 - 2 шт.

-Турбогенератори:

ВПТ-25-4 - 1 шт, N=25 Мвт;

ПР-25-90/10/0,9 - 1 шт, N=25 Мвт

ПТ-60-90-13 - 3 шт, N=60 Мвт.

1.5. Черкаська ТЕЦ,, очолювана директором;, містить у собі наступні

структурні підрозділи: керування, паливно-транспортний цех, котло-турбінний

цех, електроцех, хімічний цех, цех теплової автоматики і вимірів, об'єднаний

ремонтний цех, ремонтно-будівельний цех, ремонтно-механічний цех,

транспортний ділянка, котельню припортового району, їдальню і допоміжні

служби (ЖКО турбази, пральню, зелене господарство).

1.6. Черкаська ТЕЦ, як енергетичне підприємство має особливості :

- безупинний технологічний процес;

- високі вимоги до якості продукції, що випускається;

- технологічні процеси ведуться при високих параметрах, середовища;

- використання в технології водню, хімічно агресивних і отруйних речовин;

8.1. На Черкаської ТЕЦ мають місце небезпечні і шкідливі фактори, що

підрозділяються на фізичні, хімічні, психофізичні і санітарно-гігієнічні.

8.2.. Фізичні фактори!

8.2.1. Рушійні машини і механізми, пері вироби, що рухаються, заготівлі

і матеріали.

8.2.2. Підвищена запиленість повітря.

8.2.3. Підвищена температура поверхонь устаткування, матеріалів.,

8.2.4. Підвищеним рівень шуму на робочому місці.

8.2.5. Небезпечний .рівень напруги в ел.ланцюга, замикання якого може

відбутися через тіло людини.

8.2.6. Підвищений рівень.ел.магнітних випромінювань.

8.2.7. Підвищена яскравість світла,

8.2.8. Підвищений рівень інфрачервоного випромінювання.

8.2.9. Підвищений рівень ультрофіолетової радіації.

8.2.10. Підвищений рівень вібрації.

8.2.11. Підвищений рівень ультразвуку.

8.2.12. Заряди статичної електрики.

8.2.13. Знижений рівень освітленості.

8.2.14. Недостатня видимість з кабін машин.

8.2.15. Пожажо-вибухонебезпечність застосовуваних матеріалів, розріджувачів,

розчинників, газів, палива.

8.2»16. Незахищені (необгороджені) рухливі елементи устаткування .

8.2.17. Наявність трубопроводів і устаткування із середовищем при підвищеному

тиску і температурі. . .

8.2.18. Відхилення від оптимальним норм температури, відносної вологості

швидкості повітря в робочій зоні.

8.2..19. Іонізуюче -випромінювання.

8.2.20. Обвалення ґрунту при роботі в котлованах і траншеях.

8.2.21. Небезпека травми при роботі з ковальсько-слюсарним інструментом.

8.2.22. Небезпечне зіткнення з елементами, що рухаються, і різальним

інструментом,

8.2.23. Виліт інструмента, що ріже, чи деталей, що рухаються.

8.2.24. Викидання різальним інструментом срабатываемых заготівель і відходів.

8 2.25. Возможмость травмування людей при установці і зміні різальних

інструментів,.

8.2.26. Відкритий вогонь і іскри, розплавлений метал.

8.2.27. Небезпека обвалення погано зсладених запчастин, устаткування,

матеріалів, труб.

8.2.28. Робота поблизу неізольованих струмоведучих частин електроустановок.

8.2.29. Робота поблизу необгороджених перелазів по висоті на 1,3 м вище і

більш робочої.оцінки.

8.2.30. Небезпека обвалення матеріалів, майна, інструмента і пристосування,

складених з порушенням норм охорони Праці. .

8.3. Хімічні .фактори;

8.3.1. Наявність на складах, на робочих місцях, у трубопроводах і

устаткуванні отрутних і агресивних речовин.

8.3.2. Робота поблизу хімічних підприємств.

8.3.3. Знижене.зміст кисню в ємкостях..

8.3.4. Пожежо-вибухонебезпечність використовуваних матеріалів і речовин.

8.3.5. Зіткнення з токсичними і шкідливими речовинами.

8.3.6. Наявність в робочій зоні шкідливих хімічних речовин, аерозолей .

8.4. Психофізичні фактори;

8.4.1. Фізичні перевантаження.

8.4.2. Нервово-психічні перевантаження.

8.4.3. Підвищена напруга зору.

8.4.4. Робота в нічну зміну.

8.5. Санітарно-гігієнічні фактори.

8.5.1. Небезпека зараження інфекційними захворюваннями (у тому числі

кишковими, шкірно-венеричними).

8.5.2. Небезпека зараження гепьмитозами.

11(акт перевірки)

Державне підприємство "Черкаська ТЕЦ" розташоване в промисловій зоні

південно-східній частині м.Черкаси. На півдні підприємство межує з територією

ВАТ "Азот", на півночі та заході - з ВАТ "Черкаське хімволокно", зі зходу

підприємство оточують виробничі будівлі та споруди інших підприємств.

Згідно СН-245-71 підприємство відноситься до другого класу з розміром

санітарно-захисної зони 500м. Санітарно-захисна зона витримана, жители в

межах зони не проживають. Підприємством постійно проводяться заходи щодо

благоустрою та озелененню СЗЗ.

Загальний стан підприємства та території задовільний.

На підприємстві суб'єктів недержавної форми власності не виявлено.Організацію

природоохоронних робіт на підприємстві здійснює відділ охорони навколишнього

середовища, підпорядкований головному інженеру підприємства. У склад відділу

входить 3 спеціалісти. Робота відділу обумовлена положенням про відділ

охорони навколишнього середовища.

Накази по підприємству про дотримання природоохоронного законодавства в

наявності та погоджені головним інженером.

Основними забруднювачами навколишнього природного середовища є дільниці:

-котло-турб;нний цех;

-об'єднаний ремонтний цех;

-ремонтно-механічний цех;

-електроцех;

-ремонтно-будівельний цех;

-цех хімічної водоочистки.

2.2.

1,2,3,4,5

6.ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ.

6.1. Протягом звітного року ТЕЦ працювала в основному по тепловому графіку

електричного навантаження. Влітку 2 черга ТЕЦ (3 турбіни ПТ-50-90 і 5

енергетичних котлів) повністю виводилась в резерв. Котли 1 черги робили на

природному газі протягом року. Котли 2 черги при обмеженні споживання газу в

зимовий період переводились на спалювання вугілля.

Витрата газу по ТЕЦ (без врахування котельні Припортового району) становить

72,6% загальної витрати умовного палива.

Електричний максимум в 2000 р. - 125 мВт (в лютому).

Максимум теплового навантаження (ТЕЦ і котельні) -425,9Гкал/год

(в січні).

В порівнянні з 1999р. виробіток електроенергії зменшився на 29,9млн.кВт, або

на 6%. Відпуск теплоенергії зменшився на 106,Отис.Гкал, або на 6,5%.

Питомі витрати умовного палива в порівнянні з розрахунковими нормами і

фактичними витратами 1999р. зведені в таблицю:

Показники	Од. виміру	1999р факт	2000р.		-економія +перевитрати т.у.п.
			Норматив	факт
На відпущену електроенергію	Г/кВтг	312,1	305,3	304,2	-420
На відпущену теплоенергію	Кг/ Гкал	152,2	154,4	154	-499
В т.ч. ТЕЦ	=11=	151,6	154,1	153,8	-288
Котельня Припортового р-ну	=11=	154,6	155,6	154,9	-211

Загальне заощадження палива -919 т.у.п. Питомі витрати палива близькі до

розрахункових по нормативних характеристиках для фактичних умов роботи

устаткування.

В порівнянні з 1999р. в 2000р. питома витрата палива на відпущену

електроенергію зменшилась на 7,9г/кВтг.

1. Основна причина зменшення питомої витрати умовного палива на відпущену

електроенергію - збільшення виробітку електроенергії за теплофікаційним

циклом з 83,2% в 1999р до 85,1% в 2000р (на 1,9%). При цьому зменшення

питомої витрати умовного палива становить - 4,8г/кВтг.

2. Зменшення споживання природного газу з 80,7% в 1999р до 76,2% - на 4,5%,

що повинно збільшити питому витрату палива на відпущену електроенергію на

+0,5г/кВтг. (Поправка до енергетичних характеристик -0,037% питомих витрат

палива на 1% зміни витрати газу).

3. Вплив погіршення технічного стану устаткування внаслідок тривалої

експлуатації. Збільшення питомої витрати умовного палива становить

+0,15г/кВтг. Розрахункове зменшення питомої витрати палива на відпущену

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7