Курсовая: Охорона праці

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. Виміру		1999р.		2000р. |
1	Установлена потужність на кінець року		кВт		200000		200000 1
2	Середньорічна установлена потужність		41=		200000		200000 |
3	Число годин використання уст. потужності		Год		2504,8		2355 »
4	Виробіток електроенергії		Тис.кВтг		500898		470976 ;
5	В т.ч. по теплофікаційному циклу		=//=		416634		400843
6	Відпуск електроенергії		=//=		402428		375553
		Відпуск теплоенергії - всього		Гкал		1625173		1519131
		В тому числі
		Від виробничих відборів турбін		=11=		482001		480987
		Від ШРОУ		=11=		-		19128
		Від теплофікаційних відборів погіршеного вакууму		=11=		806794		700526
		Від водогрійних котлів ТЕЦ		=11=		3263		18011
		Від Припортової котельні		=11=		333115		300479
8		Питома витрата умовного палива на відпущену електроенергію		Г/кВтг		312.1		304.2
9		Питома витрата умовного палива на відпущену теплоенергію		Кг/Гкал		152.2		154.0
10		Витрата умовного палива на відпущену електроенергію		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 відпущену теплоенергію		=11=		247337		234006
14		В т.ч. природного газу		=11=		188169		193269
15.		В т.ч. вугілля		=//=		59168		40737
16		Витрата електроенергії на власні потреби на виробіток електроенергії		Тис./Квтг		47053		46619
17		Витрата електроенергії на власні потреби на відпуск теплоенергії		=11=		51417		48804
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

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.

6.4.2. Кислотна промивка трубних систем бойлерів 4А,Б - заощадження 160 т.у.п.

6.4.3. Обмивка конвективних поверхонь нагріву котлів №5-9 - заощадження 400

т.у.п.

6.4.4. Заміна парових калориферів для підігріву повітря перед

повітропідігрівником на котлі №9 - на калорифери СО-110-02 - заощадження 50

т.у.п.

6.4.5. Ремонт соплових коробок К-5 з заміною дефектних ділянок - 40 т.у.п.

6.4.6. Ремонт пиловловлювачів К-5 з контролем товщини стінки, заміною

зношених ділянок - 50 т.у.п.

6.4.7. Зниження тиску в колекторі 1,2 ата шляхом відокремлення від колектору

паропроводу подачі пари на калорифери котлів №5-9, що потребують підвищеного

тиску пари - заощадження 380 т.у.п/рік,

6.4.8. Заміна 4-х кубів повітропідігрівника 2ст. котла №6 - заощадження -

80т.у.п.

6.4.9. Переглянуті нормативні енергетичні характеристики і графіки

нормативних питомих витрат палива.

6.5. На 2001 рік заплановані заходи щодо заощадження палива і електроенергії.

6.5.1. Обмивка конвективних поверхонь нагріву К-5-9 - заощадження 400 т.у.п.

6.5.2. Заміна 2-х нижніх кубів повітропідігрівника 1ст. котла №6 -

заощадження 40 т.у.п.

6.5.3. Ремонт соплових коробок топкових циклонів К-б з заміною дефектних

ділянок - 40 т.у.п.

6.5.4. Ремонт пиловловлювачів К-5 з контролем товщини стінки, заміною

зношених ділянок - 50 т.у.п.

3.1.

1,2,3,4

8. АВАРІЙНІСТЬ.

8.1. Основні дані про кількість аварій, відмов 1 і 2 категорій на

електростанції, розподіл їх за причинами та видами устаткування, аварійний

недовідпуск енергії.

Аварії першої та другої категорії - відсутні.

Відмови першої категорії - відсутні.

Відмови другої категорії - 3 (три):

по тепломеханічному устаткуванню - 3.

1. Енергетичний котел ст.№7 БКЗ-220-ЮОГц аварійно відключався оперативним

персоналом по причині розриву труби 03 8х4,5мм із сталі 12Х1МФ 78-го

змійовика 12-20 мікроблоку 4-ої ступені пароперегрівача. Пошкоджена труба

знаходилась в експлуатації 115000 годин. Ймовірною причиною пошкодження труби

є ослаблення перерізу труби внаслідок розвитку корозійно-термічної

втомленості тріщин на зовнішній поверхні труби.

Класифікаційна ознака технічного порушення - 5.4.6. (корозійне пошкодження -

ГКД-34.08.551-99.

Класифікаційна ознака організаційного порушення - 5.5.5. (незадовільна

організація технічного обслуговування).

Недовиробітку електричної і теплової енергії - немає.

Недовідпуску електричної і теплової енергії - немає.

2. Енергетичний котел ст.№4 ПК-19-2 відключився захистом по упуску води в

барабані, по причині пошкодження (розриву) згину труби №61 076х5мм ст.20

заднього екрану.

Причиною розриву згину екранної труби виявилось виникнення корозійного

розтріскування металу згину по нейтральній зоні з концентратором напруги

повздовжній рисці, котра проходила через нейтральну зону, та сприяла

інтенсивному тріщиноутворенню в процесі тривалої експлуатації.

Класифікаційна ознака технічного порушення 5.4.6. (корозійне пошкодження)

ГКД.34.08.551-99.

Класифікаційна ознака організаційного порушення 5.5.5. (незадовільна

організація технічного обслуговування) ГКД. З 4.08.5 51-99.

Недовиробіток електричної і теплової енергії:

- на протязі 1,3 години ТЕЦ знизила потужність на ІОМВт:

ЮОООМВтх 1,3 год. = 13000 кВт/год.

Недовиробіток тепла з гарячою водою становить 48Гкал.

Недовідпуску електричної енергії - немає.

Недовідпуск тепла з гарячою водою становить 48Гкал.

3. Турбогенератор ст.№1 ПТ-25 відключався захистом по зниженню температури

перегрітої пари перед ТГ-1 по причині зниження її температури при підключенні

недостатньо прогрітого головного паропроводу котла №3 в магістраль.

Класифікаційна ознака технічного порушення 5.4.19 (некласифікаційні причини)

ГКД 34.08.551-99.

Класифікаційна ознака організаційного порушення 5.5.1. (помилкові дії

оперативного персоналу) ГКД 34.08.551-99.

Недовиробіток електричної і теплової енергії:

На протязі 1,15 год. ТЕЦ знизила потужність на 5МВт.

Недовиробіток електроенергії становить; 5000 х 1, 15 = 5700 кВт/год.

Недовиробітку тепла не було, т.як своєчасно включилася БРОУ-1.

Недовідпуску електричної і теплової енергії - не було.

8.2. Пошкодження поверхонь нагріву у 2000 році:

1. Пошкодження (розрив) шостої труби 78-го змійовика 12 мікроблоку 4 ступені

пароперегрівача К-7.

Намічені заходи:

Провести обстеження стану металу мікроблоків 3 і 4 ступені пароперегрівача К-

7 в капітальний ремонт 2001р.

Виконати заміну 12-го мікроблоку 4-ї ступені КІШ К-7 в капремонт 2001р. 2.

Пошкодження згину труби №61 076х5мм ст.20 заднього екрану К-4.

В поточний ремонт котла №4 в 2001 році провести заміну всіх згинів заднього

та фронтового екранів в місці переходу із нахильної частини у вертикальну,

які знаходяться в експлуатації з моменту пуску котл

17. охорона ДОВКІЛЛЯ ТА РАЦІОНАЛЬНЕ ^ \_

ВИКОРИСТАННЯ ПРИРОДНИХ РЕСУРСІВ.

17.1. Споруди для очищення стічної води Черкаської ТЕЦ:

1. Механічної очистки: відстійник промислових та зливових стоків.

2. Фізико-механічної очистки для очищення стічної води від нафтопродуктів.

Потужність споруд фізико-механічної очистки становить - 1150 м^добу. У 2000

році очищено 165000м3 замаслених та замазучених вод.

17.2. Обсяги нормативно-чистих стоків становлять- 1721,1тис.м3.

17.3. Потужність системи оборотного водопостачання на кінець року становить

335,3тис.мз/добу, в тому числі циркуляційна система -О.Птис.м^добу,

теплопостачання - 0,19 тис.мУдобу і оборотна система гідрозоловидалення -

О.ОЗтис.м^добу.

Використання оборотної води в 1999 році становила 122500тис.м3.

17.4. Потужність установок для уловлення та знешкодження шкідливих речовин у

димових газах становить 2380 тис.м^год.

17.5. Сумарні викиди шкідливих речовин в атмосферне повітря за звітний рік по

ТЕЦ становить: 7450,588т, в тому числі:

- твердих речовин (золи) - 670,027т

- сірчаного ангідриду - 4995,533т

- окислів азоту - 1382,922т

- окису вуглецю - 396,557т. Сумарні викиди Припортової котельні -

64,45т, в тому числі:

окислів азоту - 58,35т

окису вуглецю - б, 1т.

17.6. Характеристика газоочисного обладнання в додатку 17.1.

17.7. Витрати на капітальний ремонт основних виробничих фондів

природоохоронного призначення становлять 0,748тис.грн., у тому числі:

- на охорону повітряного басейну б,088тис.грн.

- на охорону водних ресурсів 18,279тис.грн.

17.8. Середньорічна вартість основних фондів природоохоронного призначення

становить 82бтис.грн.

17.9. Обсяги накопичення, виходу та використання золошлакових відходів (ЗШВ),

тис.т в додатку 17.2.

17.10. Площа земель, що зайняті під діючий золовідвал - 24,48 га під діючі

шлаковідвали № 1 - 0,7 га, № 2 - 7,5 га, всього - 32,68 га.

Видалення золи і шлаку на ТЕЦ роздільне. Шлак придатний для всіх видів

будівельних робіт, але в останні роки попит на шлак значно зменшився.

17.11. Рекультивація земель не проводилась.

17.12. Екологічні платежі за 2000 рік становлять: усього 680724,84грн, у тому

числі:

за викиди в атмосферу - б77929,47грн.

за розміщення відходів - 2795,37грн.

з них понадлімітні платежі за викиди в атмосферне повітря - 17,37грн.

Безпосередньо скиди у поверхневі водойми на Черкаській ТЕЦ відсутні. Плата за

забруднення водойми здійснюється власнику каналізаційного колектору - ВАТ

"Черкаське хімволокно". Сума плати за звітний період становить 1910,02грн.

17.13. Встановлені ліміти викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря по

Черкаській ТЕЦ на звітний період № 710665 від 20.05.99р., термін дії до

31.12.2000р. погоджені Державним управлінням екобезпеки в Черкаській

області.

Забруднюючи речовини	2000 рік (т/рік)
Тверді речовини (зола)	1746,191
Сірчаний ангідрид	15097,302
Окисли азоту	4038,829
Окис вуглецю	976,1368
Всього ТЕЦ	21864,44452

Встановлені ліміти викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря по

Припортовій котельні на звітний період № 710288 від 19.05.1999р. та на

наступний рік за № 710288 від 05.12.2000р. погоджені Держуправлінням

екобезпеки в Черкаській області.

Забруднюючі речовини	2000 рік	2001 рік
Окисли азоту	68,43	68,43
Окис вуглецю	7,15	7,15
Всього	75,58	75,58

17.15. Перелік впроваджених у звітному році заходів, спрямованих на зменшення

шкідливого впливу на довкілля в додатку 17.4.

17.16. Перелік заходів, спрямованих на зменшення шкідливого впливу на

довкілля, впровадження яких передбачається у наступному році в додатку 17.4.

(5-14)

3. ОХОРОНА ВОДНИХ РЕСУРСІВ 3.1. Водоспоживання

Згідно дозволу на спеціальне водокористування джерелами водопостачання є:

поверхневий водозабір технічної води, розташований на Кременчуцькому

водосховищі (рибогосподарська категорія);

підземний водозабір - артезіанська свердловина № 590, розташована на

території підприємства.

Міськводогін - для господарське питних потреб підприємства. Водопостачання :;

міськводогону здійснюється на підставі договору з Черкаським ВУВКГ (№34/3980

від 2.02.00).

Дозвіл на спеціальне водокористування №Укр-2919 А/Чрк від 28.05.98р. з

терміном дії до 31.12.2000 року.

Індивідуальні норми водоспоживання та водовідведення розроблені та

затверджені 25.03.1998р. Ліміт на забір поверхневих та підземних вод

встановлено в дозволі на спеціальне водокористування.

Водозабір поверхневої води складається з 3 забірних трубопроводів: 2

трубопроводи діаметром 800 мм; 1 трубопровід діаметром 1000 мм. Оголовки

трубопроводів знаходяться на. відстані 400м від берега на глибині 6-8м.

Водозабір обладнаний 3 насосами 20Д-6 потужністю' 2500 м-^/год.

Технічний стан водозабору поверхневої води задовільний. В травні 2000 року

проведено водолазне обстеження водозабірних оголовків. Водозабір не

обладнаний спеціальними рибозахисними пристроями.

Частина технічної води, що забирається з Кременчуцького водосховища і

надходить на підприємство, проходить попередню очистку в цеху хімводоочистки

(дві черги), з послідуючиу глибоким знесоленням та пом'якшенням.

Артезіанська свердловина № 590 знаходиться в робочому стані (діюча), але н^

використовується, знаходиться в резерві. Графік прокачки свердловини за 2000

рік в наявності Технічний паспорт на свердловину в наявності. Глибина

свердловини Н^52м, дебіт 0 = 2( м^год. На свердловині встановлений

насос ЕЦВ.

Міськводогін включає водопровідну мережу на території підприємства та за йоп

межами. Технічний стан водопровідної мережі задовільний.

На підприємстві розроблені протиаварійні заходи, а також план ліквідації

наслідкі можливих аварій на водопровідних та каналізаційних мережах. Аварій

на система водопостачання за звітний період не зафіксовано. На системах

проводились поточні планоь ремонти згідно графіку ППР.

На артезіанській свердловині № 590 зона санітарної охорони винесена в натур}

Територія першого поясу ЗСО огороджена і знаходиться в задовільному стані.

Облік водоспоживання ведеться за допомогою лічильників:

- з місьководогону: на І вводі - лічильником СТВ - 80, пікала вимірювання 2-

100 м /го;

клас точності виміру 2-5% (термін останньої повірки — листопад 2000 року); на

II вводі лічильником ВТ - 80, шкала вимірювання 2,5 - 84 м'Угод, клас

точності виміру 2-5% (терм:

останньої повірки - січень 1999 року); на III вводі - лічильником ВСКМ-40,

шкала вимірювані:

0.16 - 16 м^год, клас точності виміру 2-5% (термін останньої повіркп -

березень 2000 року);

- облік річкової води (берегова насосна станція) - кореляційні ультразвукові

витратам і) ДРКС (3 шт.) шкала вимірювання 1-2800 м'Угод; клас точності

виміру 2-5%: ДРКС-1069 (термі останньої повірки - липень 1999 року); ДРКС -

1125 (термін останньої повірки - вересень 19'' року). ДРКС - 1305 (термін

останньої повірки - грудень 1999 року).

Свердловина № 590 обладнана контрольне - вимірювальною апаратурою (лічильник

С 1 - 80). Паспорт в наявності, повірка проводиться раз на 2 роки, (термін

останньої повіркп листопад 2000 року).

Журнали ПОД-11 ведуться окремо на місьводогін, на артезіанські свердловини,

річкову воду. Журнали ПОД -11 пронумеровані, прошнуровані та скріплені

печаткою.

Споживання води вторинними водокористувачами: ВАТ "Черкаське Хімволокні

товариство садівників "Рафінадник", товариство садівників "Енергетик", міське

товарисі

садівників "Машбуд", ЗАТ "Черкасизеленгосп" ведеться за приладами обліку

споживачів, на підставі договорів.

Щомісячно вторинні водокористувачі з ДП "Черкаська ТЕЦ" погоджують акти

фактичного споживання води, які знаходяться в бухгалтерії підприємства.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7