Охорона праці

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

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

Різниця між фактичним та розрахунковим збільшенням питомої витрати палива:

1,8-0,36= 1,44кг/Гкал Збільшення питомої витрати умовного палива на теплоенергію на 1,44кг/Гкал при одночасному зменшенні витрати палива на електроенергію на 3,75г/кВтг відбулося за рахунок зміни розподілу палива при комбінованому виробництві електро- та теплоенергії у відповідності з діючою Методикою внаслідок збільшення використання водогрійного котла ТЕЦ і використання ШРОУ під час капремонтів турбін № 1 № 2.

Витрати електроенергії на власні потреби:
|Показники |Один. |1999р.|2000 рік |-економія |
| |Виміру |факт | |+перевитрата|
| | | | |, тис.кВтг |
| | | |План |факт | |
|На виробіток |% |9,39 |9,92 |9,90 |-94 |
|електроенергії | | | | | |
|На відпуск |кВтг/Гкал |39,79 |40,08|40,05|-47 |
|теплоенергії | | | | | |

В порівнянні з 1999 роком витрати електроенергії на власні потреби збільшені на виробіток електроенергії - на 0,51% і на відпуск теплоенергії
- на 0,26 кВтг/Гкал.

Основні причини збільшення витрати електроенергії на власні потреби:

1. Зменшення електричного та теплового навантаження ТЕЦ відповідно на
6,0 та 6,5% в порівнянні з 1999 роком.

2. Збільшення використання вугілля на 4,5%, що призвело до відповідного збільшення витрати електроенергії на пилоприготування, тягу та дуття, на гідрозоловидалення.

3. Зміна розподілу навантаження парових котлів під час капітального ремонту турбін № 1 і № 2 в бік збільшення частки виробітку пари котлами П черги, що мають витрату електроенергії на дуття в 2 рази більшу, ніж котли
1 черги.

4. Зниження температури мережної води, що призвело до збільшення питомої витрати електроенергії на мережні насоси.

6.2. РЕЗЕРВИ ТЕПЛОВОЇ ЕКОНОМІЧНОСТІ
|№ пп|Показники |Резерв теплової |+ збільшення|
| | |економічності т.у.п. |-зменшення |
| | | |т.у.п. |
| | |1999 |2000 | |
|1 |Питома витрата тепла на |244 |151 |-93 |
| |турбіни | | | |
|2 |Температура свіжої пари |- |22 |+22 - |
|3 |Тиск свіжої пари |27 |- 127 |+100 |
|4 |Температура живильної |- |- |• |
| |води | | | |
|5 |Вакуум і температурний |90 |76 |-14 |
| |напір в конденсаторах | | | |
|6 |Непланові пуски турбін |25 |55 |+30 ' |
|7 |ККД брутто котлів |1211 |834 |-377 |
|8 |В т.ч. непланові пуски |40 |55 |+15 |
| |котлів | | | |
|9 |Температура відхідних |517 |381 |-136 |
| |газів | | | |
|10 |Коефіцієнт надлишку |551 |385 |-166 |
| |повітря | | | |
|11 |Присоси по газовому |- |13 |+13 |
| |тракту | | | |
|12 |Хімічна та механічна |103 |- |-103 |
| |неповнота згорання | | | |
|13 |Сумарний резерв теплової|1455 |985 |-470 |
| |економічності | | | |

В порівнянні з 1999 роком резерви теплової економічності в сумі зменшені на 470 т.у.п. У звітному році значно (на 100 т.у.п.) збільшився резерв теплової економічності по тиску свіжої пари. Зменшення тиску і температури свіжої пари відбувалось з причини зниження тиску газу в газопроводах до ТЕЦ до 1,2-1,5 кгс/см2 ( при нормі 4-6 кгс/см2).

При зниженому тиску газу автоматика теплового навантаження парових котлів не працювала, тиск і температура пари зменшувались залежно ві,'і коливання тиску газу перед відкритими клапанами регуляторів ГРП ТЕЦ.

Зміна інших резервів теплової економічності відбулась в значній ;'.щ: через перегляд нормативних енергетичних характеристик устаткування ТЕЦ.

Основні техніко-економічні показники в порівнянні з 1999 роком зведені в таблицю:
|№ пп|Показники |Один. |1999р. |2000р. | |
| | |Виміру | | |
|1 |Установлена потужність на |кВт |200000 |200000 1 |
| |кінець року | | | |
|2 |Середньорічна установлена |41= |200000 |200000 | |
| |потужність | | | |
|3 |Число годин використання уст.|Год |2504,8 |2355 |
| |потужності | | |» |
|4 |Виробіток електроенергії |Тис.кВтг|500898 |470976 ; |
|5 |В т.ч. по теплофікаційному |=//= |416634 |400843 |
| |циклу | | | |
|6 |Відпуск електроенергії |=//= |402428 |375553 |
| |Відпуск теплоенергії - всього|Гкал |1625173 |1519131 |
| |В тому числі | | | |
| |Від виробничих відборів |=11= |482001 |480987 |
| |турбін | | | |
| |Від ШРОУ |=11= |- |19128 |
| |Від теплофікаційних відборів |=11= |806794 |700526 |
| |погіршеного вакууму | | | |
| |Від водогрійних котлів ТЕЦ |=11= |3263 |18011 |
| |Від Припортової котельні |=11= |333115 |300479 |
|8 |Питома витрата умовного |Г/кВтг |312.1 |304.2 |
| |палива на відпущену | | | |
| |електроенергію | | | |
|9 |Питома витрата умовного |Кг/Гкал |152.2 |154.0 |
| |палива на відпущену | | | |
| |теплоенергію | | | |
|10 |Витрата умовного палива на |Т.у.п. |125617 |114246 |
| |відпущену електроенергію | | | |
|11 |В т.ч. природного газу |=11= |112677 |72263 |
|12 |В т.ч. вугілля |=11= |12940 |41983 |
|13. |Витрата умовного палива на |=11= |247337 |234006 |
| |відпущену теплоенергію | | | |
|14 |В т.ч. природного газу |=11= |188169 |193269 |
|15. |В т.ч. вугілля |=//= |59168 |40737 |
|16 |Витрата електроенергії на |Тис./Квт|47053 |46619 |
| |власні потреби на виробіток |г | | |
| |електроенергії | | | |
|17 |Витрата електроенергії на |=11= |51417 |48804 |
| |власні потреби на відпуск | | | |
| |теплоенергії | | | |
|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 |

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6