Охорона праці



РУБРИКИ	Охорона праці	РЕКЛАМА

Главная

Бухгалтерский учет и аудит

Военное дело

География

Геология гидрология и геодезия

Государство и право

Ботаника и сельское хоз-во

Биржевое дело

Биология

Безопасность жизнедеятельности

Банковское дело

Журналистика издательское дело

Иностранные языки и языкознание

История и исторические личности

Связь, приборы, радиоэлектроника

Краеведение и этнография

Кулинария и продукты питания

Культура и искусство

ПОИСК

вироблення і реалізації управлінських рішень у відповідь на сигнальну

інформацію про відхилення показників, що характеризують стан системи, від

оптимальних значень.

Як критерії відхилень, що передбачають необхідність прийняття

управлінських рішень і регулювання системи «людина -робоче місце -

виробниче середовище», може служити сигнальна інформація про:

кожнім випадку травмування (професійного захворювання, аварії), у першу

чергу - про смертельне і групове, підлягаюче спеціальне розслідування;

перевищенні числа нещасливих випадків в обліковому періоді в порівнянні

з базовим;

перевищенні економічних утрат унаслідок нещасливих випадків,

профзахворювань і аварій по

порівнянню з визначеним чи значенням з базовим періодом;

незадовільній оцінці стану (рівня) охорони праці в підрозділі (для

керівника підрозділу) і на підприємстві (для начальника, директора).

Керуюче вплив на систему здійснюється доти, поки не буде досягнутий її

оптимальний стан.

Ефективність функціонування системи може оцінюватися по: зниженню рівня

виробничого травматизму в порівнянні з базовим періодом; чи зменшенню

відсутності професійних захворювань; скороченню чисельності працівників,

зайнятих у шкідливих, небезпечних умовах і на важких роботах; зниженню

економічних утрат унаслідок нещасливих випадків, профзахворювань і аварій;

соціальному ефекту.

Викладена концепція розробки системи керування ВІД з економіко-цільовою

спрямованістю дозволить деякою мірою вирішувати проблеми професійної й

екологічної безпеки на рівні підприємства в умовах перехідного періоду до

відкритого (ринкової) економіці.

1.4.

Доводиться констатувати, що існуюча в країні нормативно-технічна

документація не дає таких методів. При цьому цілком очевидно, що система

показників обліку умов праці не дозволяє безпосередньо оцінювати стан

охорони праці. Вона тільки дає можливість аналізувати результати

функціонування системи заходів та засобів, яка знаходиться протягом

звітного періоду в певному стані і має певний рівень своєї ефективності

щодо необхідного за нормами. Закон запрацює на повну силу своїх можливостей

лише в тому разі, коли буде вирішено проблему чіткого уявлення про

структуру системи заходів та засобів для забезпечення нормативного рівня

умов праці конкретних об'єктів та оцінок стану таких систем.

Важко уявити, наприклад, якісне й повне виконання вимог ст. 17 Закону

(«Управління охороною праці на виробництві...»), якщо немає проекту чи

моделі системи забезпечення безпеки та сприятливих умов праці (СЗБУП) на

промислових об'єктах, немає методів оцінок стану цієї системи. Керувати, не

знаючи стану об'єкта керування, а тим більше ефективно - неможливо. Це

стосується й багатьох інших статей Заону.Дослідження і практичний досвід

показують, що стан СЗБУП адекватно відображається особливими матричними

моделями. З'являється можливість розробити методологію оцінки стану охорони

праці й широкого застосування сучасної обчислювальної техніки в процесі

машинного моделювання та розробки варіантів управлінських рішень.

2,3

На сучасному етапі розвитку виробничих процесів у всіх галузях

економіки спостерігається тенденція до інтенсифікації праці, підвищення

інформаційного та психологічного навантаження на людину-виконавця, що

зумовлює необхідність прогнозування основних показників безпеки праці з

метою охорони здоров'я працюючих та забезпечення високої продуктивності.

Головна мета управління охороною праці - забезпечення безпеки,

збереження здоров'я і високої працездатності людини в процесі праці. Вона

забезпечується досягненням сукупності взаємопов'язаних основних і окремих

завдань формування безпечних умов праці. Виконання поставленого завдання на

практиці вимагає удосконалення методів контролю, аналізу, моделювання та

прогнозування стану охорони праці.

Традиційні форми управління умовами праці та усталені методи діяльності

існуючих служб щодо забезпечення вимог охорони праці вже недостатні.

Планування заходів і розподіл ресурсів на потреби охорони праці

відбуваються без використання спеціальних алгоритмів моделювання, які дають

можливість оцінити наслідки виконання цих заходів. Тому в практиці

управління переважають емпирізм і окремі рішення. Оцінити наслідки

управлінських рішень і на цій основі раціонально сформувати план заходів

можна з допомогою математичного моделювання, яке стало особливо актуальним

завдяки переходу до економічних методів управління охороною праці.

Математичка модель - система співвідношень, що визначають

характеристики стану об'єкта управління, а через них і управлінські дії, за

яких досягається оптимальне управління.

Об'єктом управління охороною праці на підприємстві є діяльність

функціональних служб і структурних підрозділів підприємства щодо

забезпечення безпечних і нешкідливих умов праці. Показники ефективного

функціонування системи управління охороною праці (СУОП) підприємства подані

в таблиці.

Крім показників, наведених у таблиці, для моделювання та аналізу

функціонування СУОП можуть використовуватися й інші, зокрема коефіцієнт

тяжкості травматизму, коефіцієнт виконання заходів з охорони праці.

Запропонована система показників ефективного функціонування СУОП

підприємства охоплює функції СУОП в комплексі, всі показники розраховуються

відносно просто, мають однакову розмірність (безроз-мірність). «Найкращі»

значення всіх показників - О, «найгірші» - 1, тобто оптимізація показників

(і системи в цілому) досягається шляхом мінімізації.

Як узагальнений показник оцінки ефективності функціонування СУОП можна

запропонувати:

У=^--^а,у,< (1)

де у, - значення показників, наведених у таблиці;

п - кількість врахованих показників (у даному випадку - 9); а, -

коефіцієнти, що визначають вагу /-го показника.

В окремому випадку значення всіх коефіцієнтів беруться рівними одиниці.

У загальному випадку їхні величини можуть бути одержані з допомогою

експертних оцінок або обчислені в процесі моделювання.

При цьому кожний показник залежить, в свою чергу, від множини факторів:

У=Уі^\, Х2,...х^), (2)

де х, - значення факторів; т - кількість врахованих факторів.

Рівень кожного фактора з множини Х = {х\, Х^і..,х^} залежить від обсягу

виділених ресурсів:

х, = Хі(іі),

|Показники ефективного функціонування СУОП підприємства |

|Позначення |Найменування |

|Уі=1000-К»„/Ч„> |/і|показник виробничого травматизму - кількість потерпілих|

| |- |у результаті нещасного випадку – середньооблікова |

| |Кн|чисельність персоналу підприємства |

| |в | |

| |Чс| |

| |о | |

|У2=1000-Кз/Чсо |Уї|показник профзахворювань і захворювань, пов'язаних з |

| |~ |умовами праці - кількість зареєстрованих захворювань – |

| |Кз|середньооблікова чисельність персоналу підприємства |

| |-Ч| |

| |сс| |

|Уз=/г»п, (3)

при обмеженнях 2-і 2^ 0, / = 1,т, і'=і

де В - загальний обсяг наявних засобів і ресурсів. Необхідно знайти

такий розподіл коштів на охоро

ну праці, за якого досягається мінімальний рівень узагальненого

показника ефективного функціонування СУОП. За такої постановки завдання

зводиться до класу багатокритеріальних завдань нечіткого програмування. В

окремому випадку, якщо залежності у. є лінійними функціями, завдання можна

вирішити з допомогою методу лінійного програмування. У загальному випадку

розв'язання системи (3) можна одержати з допомогою методів нелінійного

програмування.

Виконання розрахунків за допомогою пропонованої математичної моделі

дасть можливість раціонально використати кошти, виділені на потреби охорони

праці підприємства.

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 |

| | | |капремонту |1.01.2001р. | |

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

|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 - |

|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 |

|ВК-2 |ПТВМ-100 |1965 |1987 |16,6 | |

|ВК-3 |ПТВМ-ЮО |1968 |1986 |13,3 | |

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

|ВК-5 |КВГМ-180 |1985 |- |3,6 | |

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

|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, |

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

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

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

|.№3 | | | | |пари 10-1 бата по |

|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 |

|Г-2 |твс-зо |1963 |2000 |220,1 | |

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

|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. |

|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 |

| | | | |т.у.п. |

|На відпущену |Г/кВтг|312,1 |305,3 |304,2 |-420 |

|На відпущену |Кг/ |152,2 |154,4 |154 |-499 |

|В т.ч. ТЕЦ |=11= |151,6 |154,1 |153,8 |-288 |

|Котельня |=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

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:

|На виробіток |% |9,39 |9,92 |9,90 |-94 |

|На відпуск |кВтг/Гкал |39,79 |40,08|40,05|-47 |

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

| | | |т.у.п. |

| | |1999 |2000 | |

|1 |Питома витрата тепла на |244 |151 |-93 |

|2 |Температура свіжої пари |- |22 |+22 - |

|3 |Тиск свіжої пари |27 |- 127 |+100 |

|4 |Температура живильної |- |- |• |

|5 |Вакуум і температурний |90 |76 |-14 |

|6 |Непланові пуски турбін |25 |55 |+30 ' |

|7 |ККД брутто котлів |1211 |834 |-377 |

|8 |В т.ч. непланові пуски |40 |55 |+15 |

|9 |Температура відхідних |517 |381 |-136 |

|10 |Коефіцієнт надлишку |551 |385 |-166 |

|11 |Присоси по газовому |- |13 |+13 |

|12 |Хімічна та механічна |103 |- |-103 |

|13 |Сумарний резерв теплової|1455 |985 |-470 |

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. | |

|1 |Установлена потужність на |кВт |200000 |200000 1 |

|2 |Середньорічна установлена |41= |200000 |200000 | |

|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 |

|6 |Відпуск електроенергії |=//= |402428 |375553 |

| |Відпуск теплоенергії - всього|Гкал |1625173 |1519131 |

| |Від виробничих відборів |=11= |482001 |480987 |

| |Від ШРОУ |=11= |- |19128 |

| |Від теплофікаційних відборів |=11= |806794 |700526 |

| |Від водогрійних котлів ТЕЦ |=11= |3263 |18011 |

| |Від Припортової котельні |=11= |333115 |300479 |

|8 |Питома витрата умовного |Г/кВтг |312.1 |304.2 |

|9 |Питома витрата умовного |Кг/Гкал |152.2 |154.0 |

|10 |Витрата умовного палива на |Т.у.п. |125617 |114246 |

|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 |

|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 | | |

|17 |Витрата електроенергії на |=11= |51417 |48804 |

|18 |Коефіцієнт використання |% | | |

| |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 |

6.3. У звітному році впровадження заходів з нової техніки не було через

брак коштів з причини неплатежів споживачів електро- і теплоенергії.

6.4. У звітному році впроваджено ряд заходів для заощадження палива та

електроенергії власних потреб:

6.4.1. Кислотна промивка конденсату ТГ № 1 -заощадження 300 т.у.п/рік.

Страницы: 1, 2, 3