Разработка мероприятий по улучшению условий труда моториста в цехе топливоподачи ОАО «ОГК-6» Новочеркасской ГРЭС

1. Основные технологические процессы ОАО «ОГК-6» Новочеркасской ГРЭС

2. Идентификация опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации оборудования станции

3. Влияние НчГРЭС на окружающую природную среду

4. Анализ травматизма в филиале ОАО «ОГК-6» Новочеркасская ГРЭС за 2000;2010 гг.

5. Оценка условий труда по факторам производственной среды и трудового процесса

6. Мероприятия по улучшению условий труда в помещении щита управления топливоподачей

6.1 Мероприятия по снижению производственной вибрации

6.2 Мероприятия по снижению напряженности трудового процесса

6.3 Расчет вытяжной вентиляции Заключение Список литературы

Объектом исследования данной работы является разработка мероприятий по улучшению условий труда (в частности по снижению производственной вибрации) в цехе топливоподачи ОАО «ОГК-6» Новочеркасской ГРЭС.

С развитием научно-технического прогресса немаловажную роль играет возможность безопасного исполнения людьми своих трудовых обязанностей. Поэтому данная работа актуальна в наши дни.

Охрана здоровья трудящихся, обеспечение безопасности условий труда, ликвидация профессиональных заболеваний и производственного травматизма составляет одну из главных забот человеческого общества. Обращается внимание на необходимость широкого применения прогрессивных форм научной организации труда, сведения к минимуму ручного, малоквалифицированного труда, создания обстановки, исключающей профессиональные заболевания и производственный травматизм.

Цель работы — изучение безопасности труда на рабочем месте моториста автоматизированной топливоподачи, влияние вредных и опасных производственных факторов на работу специалиста и разработка мероприятий по их снижению.

1. Основные технологические процессы ОАО «ОГК-6» Новочеркасской ГРЭС

Новочеркасская ГРЭС (сокращенно НчГРЭС) — электростанция, основное назначение которой производство электроэнергии и выдача ее по 13 линиям электропередачи напряжением 220 кВ в электрические сети ОАО «Ростовэнерго» и по двум линиям электропередачи напряжением 330 кВ в электрическую систему РАО «ЕЭС России».

Проектная электрическая мощность НчГРЭС 2400 МВт. Установлено 8 энергоблоков с проектной мощностью 300 МВт каждый. К настоящему времени установленная мощность НчГРЭС снижена (перемаркирована) в установленном порядке до величины 2112 МВт (264 МВт для каждого энергоблока) по причине ухудшения качества сжигаемого угля (теплота сгорания 4850 ккал/кг) против проектного (теплота сгорания 5800 ккал/кг).

Кроме электроэнергии, НчГРЭС производит и отпускает относительно небольшое количество теплоэнергии для отопления и горячего теплоснабжения самой ГРЭС, предприятий и организаций на промплощадке ГРЭС, жилого сектора и объектов соцкультбыта поселка Донского. Установленная тепловая мощность НчГРЭС 75 Гкал/час. На пяти энергоблоках (№№ 1−4 и 8) установлены теплосетевые бойлерные установки теплопроизводительностью 15 Гкал/час каждая.

Исходным сырьем для производства электроэнергии на НчГРЭС является органическое топливо — уголь, природный газ, мазут. Основным проектным топливом является уголь — антрацитовый штыб (АШ) донецкого бассейна с месторождений Ростовской области. Газ и мазут по проекту являются растопочным топливом, но, вследствие снижения теплоты сгорания угля АШ ниже 5200 ккал/кг, они стали использоваться и как «подсветочное» топливо, обеспечивающее стабильность горения угля и компенсацию падения его теплосодержания.

Уголь и мазут поступают на станцию СКЖД «Блок-пост 13 км», примыкающую к территории ГРЭС: уголь — в открытых вагонах, мазут — в железнодорожных цистернах.

Уголь электрическими вагонотолкателями подается на разгрузку в одном их 4-х вагоноопрокидывателей (2 боковых и 2 роторных), принадлежащих НчГРЭС, но сданных в аренду на обслуживание ПЖТ. Вагоны с углем по одному заводятся в вагоноопркидыватель, отцепляются от остального состава и опрокидываются. Уголь высыпается в бункер под вагоноопрокидывателем через решетку, задерживающую крупные куски угля. Эти куски дробятся на решетке дробильно-фрезерной машиной. В случае прихода мерзлого угля, он предварительно разогревается в специальном размораживающем гараже. Из бункера под вагоноопрокидывателем дозирующими питателями уголь подается на ленту подземного транспортера. Имеется система подземных и надземных ленточных транспортеров подачи угля (топливоподачи), находящихся в соответствующих строительных галереях. Топливоподача — двухниточная: две параллельные нитки (ленты транспортеров) позволяют иметь одну нитку в работе, одну — в ремонте или резерве. После вагоноопрокидывателя уголь может направляться или в котельное отделение для производства электрои теплоэнергии или на угольный склад для создания нормативных запасов.

На угольный склад уголь подается по надземным, высокорасположенным транспортерам, высыпается из них через течки в кучи, распределяется и укатывается по штабелям склада бульдозерами на базе трактора ДЭТ-250. С угольного склада в котельное отделение уголь также подается бульдозерами в подземные бункера, а из них через дозирующие питатели на транспортеры топливоподачи.

Бульдозеры работают на дизельном топливе. Для слива, хранения и отпуска дизельного топлива и дизельного масла для бульдозеров и другой техники НчГРЭС при цехе топливоподачи (ЦТП) имеется склад ГСМ, а для ремонта бульдозеров — мастерская по ремонту примыкающая к административному корпусу ЦТП (ОВК-2).

Мазут в железнодорожных цистернах, как и уголь, подается на взвешивание на выгонных весах или на обмер метрштоком, а затем на эстакаду мазутослива. Железнодорожный путь к эстакаде мазутослива 950 м, сама эстакада принадлежат НчГРЭС. Слив мазута из цистерн осуществляет ПЖТ. Процесс слива мазута заключается в прогреве и пропаривании цистерн изнутри через полые штанги паром из специального коллектора, проложенного вдоль сливной эстакады, и последующего слива разогретого мазута в сливные лотки, а из них в приемные емкости. Из приемных емкостей мазут окачивается, очищается от примесей, подогревается и системой насосов и мазутопроводов подается в мазутные баки долговременного хранения мазута (№№ 3,4,5) и в расходные (№№ 1 и 2). Осуществляется непрерывный подогрев мазута в мазутных баках и перед котлами путем прокачки через паровые мазутоподогреватели. Из расходных мазутных баков №№ 1 и 2 мазут подается через конечный мазутоподогреватель в котельное отделение для сжигания. Имеется линия рециркуляции (возврата) мазута из котельного отделения на мазутохозяйство, предназначенная для предотвращения застывания мазута в тупиковых участках котельного отделения в безрасходном режиме. Для перекачки, очистки, подогрева и хранения мазута имеется система мазутопроводов, паропроводов, 5 мазутонасосных с фильтрами очистки и мазутоподогревателями, 5 мазутных баков с суммарным проектным строительным объемом 36 000 м³. Всю топливоподачу, включая подачу в котельное отделение и хранение угля и мазута, обеспечивает ЦТП.

Газ поступает из системы газопроводов «Мострансгаза» к газораспределительному пункту (ГРП) НчГРЭС, находящемуся на ее территории, где происходит регулирование подачи газа в котельное отделение и измерение его расхода, а затем к газопроводу вдоль котельного отделения. Из последнего газ распределяется по корпусам котлов.

Уголь по конечным горизонтальным транспортерам топливоподачи, расположенным над бункерами сырого угля пылесистем энергоблоков, распределяется с помощью плужковых сбрасывателей по этим бункерам. Каждый энергоблок, являющийся независимым от других энергоблоков производителем электроэнергии и теплоэнергии, снабжен тремя пылесистемами, предназначенными для размола угля до состояния угольной пыли и одновременной сушки этой пыли с целью ее сжигания в топке котла в пылевоздушном вихревом потоке. Каждая пылесистема состоит из бункера сырого угля, ленточного питателя сырого угля, дозирующего подачу угля в мельницу, шаровой барабанной мельницы, выложенной изнутри волнистой броней и заполняемой стальными шарами, сепаратора пыли, возвращающего крупные фракции угольной пыли в мельницу, пылевого циклона, отделяющего пыль от транспортирующего воздуха, системы пылевоздухопроводов и мельничного вентилятора, просасывающего пылевоздушный поток через всю пылесистему. Во входную горловину мельницы подается горячий воздух после воздухоподогревателя котлоагрегата для сушки угля и угольной пыли в мельнице и транспортировки пылевоздушной смеси к циклону. Отделенная от воздуха пыль из циклона самотеком поступает в накопительный бункер пыли, а отделенный от пыли слабозапыленный воздух сбрасывается мельничным вентилятором через сбросные горелки в топку котла.

Мельничные шары периодически загружаются в мельницу через топливоподачу. Шары поступают на ГРЭС в железнодорожных вагонах, разгружаются специальным краном с магнитной шайбой в закрома хранения, из них самосвалами в бункера над подземными транспортерами топливоподачи.

Все 24 пылесистемы находятся в бункерно-деаэраторном отделении главного корпуса ГРЭС, расположенного между котельным отделением. где установлены котлы и машинным залом. где находятся турбины и генераторы со вспомогательным оборудованием. Все три отделения главного корпуса сомкнуты, не имеют между собой сплошных перегородок, отличаются разной шириной, высотой и конфигурацией перекрытий.

Котлы всех 8 энергоблоков НчГРЭС двухкорпусные. Каждый корпус котла имеет свою топку, свои поверхности нагрева. Корпуса котлов энергоблоков №№ 1 и 2 устроены по схеме моноблока: в корпусе, А котла производится перегрев «острого», «свежего» или первичного пара сверхкритических параметров (255 ата, 545 ^оС), а в корпусе Б — перегрев вторичного пара или пара промежуточного перегрева, возвращенного после цилиндра высокого давления турбины в котел для дополнительного нагрева до 545 ^оС и подаваемого в цилиндр среднего давления турбины. Корпуса котлов энергоблоков №№ 1 и 2 не могут работать по одному. Энергоблоки №№ 3−8 выполнены по схеме дубль-блока. У них корпуса котлов имеют и первичный и вторичный пароперегреватели и могут работать при отключенном другом корпусе котла с половинной нагрузкой энергоблока.

В котле происходит сгорание топлива (угля, газа, мазута) в топке работающего корпуса и передача выделенного при этом тепла сначала питательной воде, потом пароводяной смеси и пару, проходящим внутри труб поверхностей нагрева от входа в водяной экономайзер котла до выхода из последнего пароперегревателя.

Топка каждого корпуса котла представляет собой камеру, имеющую прямоугольное сечение в плане, выложенную панелями из ошипованных и обмазанных огнезащитной карборундовой обмазкой труб. Панели труб топки называются боковыми, фронтовым, задним и подовым экранами нижней радиационной части (НРЧ) котла. Они включены в пароводяной тракт котла после экономайзера. В них нагревается вода и пароводяная смесь. Сверху камера топки открыта, но не на полное сечение топки, а на частичное, зажатое так называемым пережимом, выполненным из гибов фронтового и заднего экранов НРЧ. Пережим служит для защиты топочного факела от охлаждения вышерасположенными экранами верхней радиационной части (ВРЧ).

Снаружи топочных экранов имеется термостойкая обмуровка из жаропрочного бетона. На фронтовой и задней стенах топки имеются горелки, находящиеся в амбразурах обмуровки и разводках топочных экранов. Котлы энергоблоков №№ 1−4 по проекту имеют по 6 горелок на фронтовой и задней стенах топки, а котлы энергоблоков №№ 5−8 — по 3 более мощных горелки. Горелки вихревые, т. е. вбрасывают в топку завихренный пылевоздушный поток. К каждой горелке подводится горячий воздух после воздухоподогревателя двумя потоками: первичный, в который поступает через пылепитатель из бункера пыли угольная пыль, и вторичный (по периферии первичного) без пыли. В среднюю трубу горелки вставляются съемные мазутная форсунка или газовая горелка для растопки котла и «подсветки» угольного факела при работе котла. При горении угольной пыли в топке образуется высокая температура, зависящая от нагрузки котла и теплоты сгорания топлива. При теплоте сгорания угля не ниже 5200 ккал/кг и нагрузке энергоблока не ниже 240 МВт обеспечивается надежное плавление золы, образующейся при сгорании топлива и выхода ее в количестве около 15% в виде жидкого шлака через летки из топки. Внизу топки, в подовом экране имеется два прямоугольных отверстия в виде разводок труб (летки) и примыкающих к ним снизу комодов, куда выводится жидкий шлак. Жидкий шлак стекает в водяную шлаковую ванну, гранулируется, растрескивается и транспортируется через дробилки в каналы гидрозолоудаления (ГЗУ) на всос багерных насосов ГЗУ, куда поступает и зола, отделенная от дымовых газов в электрофильтрах после котла.

НРЧ, ВРЧ, ширмовые пароперегреватели вверху топки относятся к радиационным поверхностям нагрева. Они получают тепло в виде лучевой энергии от светящегося факела. В опускной шахте котла, которая расположена по ходу газов за горизонтальным поворотным газоходом, находятся конвективные поверхности нагрева, получающие тепло путем соприкосновения с движущимися дымовыми газами, т. е. конвективным путем. Опускная шахта котла называется конвективной. Поверхности нагрева в ней занимают все сечение с определенным шагом по сечению и в глубину по ходу газов. Поверхности нагрева имеют на входе и выходе воды (пара) коллекторы. Связь между коллекторами осуществляется трубопроводами.

Подвод воды к котлу осуществляется питательным насосом из схемы турбоустановки. Давление воды на входе в котел 320 ата (атмосфер абсолютных). Отвод острого пара из котла с давлением 255 ата и температурой 545 ^оС осуществляется паропроводами острого пара.

После конвективной шахты по ходу газов снаружи котельного отделения расположены роторные вращающиеся регенеративные воздухоподогреватели (РВП — по 4 шт. на котел), в которых подогревается воздух для подачи в котел и пылесистемы до температуры свыше 300 ^оС. Воздух через РВП прокачивается дутьевыми вентиляторами (2 шт. на котел). Для подачи первичного воздуха (с угольной пылью) в горелки установлены дополнительные вентиляторы горячего дутья (2 шт. на котел).

Дымовые газы из котла отсасываются дымососами (2 шт. на котел) и подаются в дымовую трубу (одна труба на 2 энергоблока).

Пред дымососами в отдельном помещении находятся установки золоулавливания, в которых дымовые газы очищаются от золы на 95% (на энергоблоках №№ 1−4) и 98% (на энергоблоках №№ 5−8). На энергоблоках №№ 1−4 золоулавливание комбинированное, состоящее из двух полей электрофильтра (по ходу газа), труб Вентури, в горловину которых впрыскивается вода в виде мелких капелек, и скрубберов, где дымовые газы отжимаются к стенкам и орошаются водой для смыва золы. Мокрая ступень золоулавливания частично очищает дымовые газы от окислов серы и азота. На энергоблоках №№ 5−8 установлены самые совершенные отечественные электрофильтры. Для создания высокого напряжения на электродах электрофильтров и управления этим напряжением имеются агрегаты питания электрофильтров и электронные блоки управления агрегатами питания. Электронные блоки управления, приборы контроля, электрическое распредустройство питания электрофильтров находятся в отдельном помещении, примыкающем к помещению самих электрофильтров.

Зола из всех установок золоулавливания из бункеров под ними смывается через гидрозатворы в каналы ГЗУ, а по ним на всос багерных насосов ГЗУ. Имеется 3 багерные насосные станции: № 1 — для энергоблоков №№ 1 и 2, находящаяся в котельном отделении между этими энергоблоками, № 2 — для энергоблоков №№ 3−6, находящаяся в отдельном здании вне главного корпуса, № 3 — для энергоблоков №№ 7,8, — в котельном отделении между энергоблоками №№ 6 и 7. После багерных насосов золошлаковая пульпа направляется по футерованным изнутри каменным литьем трубопроводам (ниткам) ГЗУ на расположенный в 1,5 км от главного корпуса НчГРЭС золоотвал, где зола и шлак в отстойных прудах оседают на дно, а вода через шахтный колодец, регулирующий уровень воды в золоотвале, поступает в канал осветленной воды, а из него — на всос насосов осветленной воды, находящихся в отдельном помещении около золоотвала. Насосы осветленной воды возвращают воду на ГРЭС для смыва и транспортировки золы и шлака по замкнутой (по воде) системе ГЗУ. Уровень складирования золошлаков в золоотвале непрерывно повышается, для осуществления чего производится наращивание дамб, ограждающих зеркало золоотвала, до все более высокой отметки. Последний проект предусматривает наращивание дамб до отметки 32 м.

На энергоблоках №№ 7,8 имеются установки по отбору сухой золы из-под электрофильтров для продажи потребителям. Сухая зола с помощью воздуха от установленных в отдельном помещении компрессоров пневмонасосами прокачивается по трубопроводу в бункера (силосы — 2 шт.) и из них может грузиться в специальные автоили железнодорожные цементовозы. Имеются весы для взвешивания железнодорожных и автомобильных цементовозов с золой.

Острый пар из котла поступает по четырем паропроводам к двум блокам клапанов острого пара, состоящим из стопорного (защитного мгновенного закрытия) и регулирующих клапанов, а из них по перепускным трубам в цилиндр высокого давления турбины (ЦВД). В турбине энергия пара в виде давления и температуры превращается в механическую энергию вращающегося ротора турбины, спаренного с ротором генератора, в котором получается электрический ток. Турбина имеет три цилиндра: высокого давления (ЦВД), среднего давления (ЦСД), низкого давления (ЦНД). В каждом цилиндре пар проходит несколько ступеней, постепенно расширяясь, снижая давление и температуру: давление до вакуума в конденсаторе турбины, температуру — до температуры охлаждающей воды на выходе из конденсатора плюс температурный напор в конденсаторе (4−6 ^оС). Отдаваемая в каждой ступени энергия за счет расширения пара передается через лопатки этой ступени ротору турбины. Процесс передачи энергии пара в турбинной ступени упрощенно можно описать так: пар разгоняется в сопловых лопатках ступени, скрепленных со статором, и направляется под углом к оси ротора в вогнутую часть серповидных лопаток, укрепленных на роторе, сообщая ротору вращательное движение.

После ЦВД пар направляется в котел на вторичный (промежуточный) перегрев до 545 ^оС и возвращается в ЦСД (для увеличения выработки электроэнергии в турбине при той же потере тепла с охлаждающей водой). ЦНД — трехпоточный: пар из ЦСД непосредственно (1-й поток) и по рессиверным трубам (2-й и 3-й потоки) направляется в соответствующие потоки ЦНД, а из них — в общий конденсатор.

В конденсаторе турбины пар, прошедший все ступени, конденсируется на поверхности трубок, охлаждаемых изнутри водой из подводящего канала охлаждающей воды ГРЭС. При конденсации пара объем его, по сравнению с объемом получаемого конденсата, снижается в 40 тыс. раз, и за счет этого в выхлопном патрубке турбины создается глубокий вакуум. Это увеличивает используемый для превращения в энергию вращающегося ротора перепад давлений в турбине и ее коэффициент полезного действия.

Основная потеря тепла в турбине — потеря с охлаждающей водой — уменьшается путем устройства системы регенерации тепла: из проточной части турбины отбирается пар, им нагревается конденсат, а затем питательная вода до температуры перед котлом 260 ^оС. Тепло отборного пара не теряется на нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, а используется полезно — возвращается в котел. Имеется 9 промежуточных отборов пара и 9 подогревателей системы регенерации: 6 для подогрева конденсата (ПНД, один из них называется конденсатором испарителя — КИ) и три для подогрева так называемой питательной воды (ПВД). Питательная вода — конденсат, прошедший деаэрацию в деаэраторе, включенном по схеме перед питательными насосами. В деаэраторе путем вскипания конденсата удаляются растворенные газы (кислород, углекислый газ), вызывающие коррозию поверхностей нагрева котла изнутри. Из деаэратора вода откачивается питательными насосами: предвключенными бустерными и основным турбопитательным насосом (ТПН), работающим на энергии пара отбора турбины. Имеется пускорезервный питательный электронасос (ПЭН) с электрическим приводом. Питательный насос прокачивает воду через группу подогревателей высокого давления и с давлением 320 ата подает ее в котел.

Требования к питательной воде для котлов сверхкритических параметров, установленных на НчГРЭС, по очистке ее от солей очень высоки. При пусках энергоблока, корпусов котлов, подогревателей высокого давления после простоя производится отмывка пароводяного тракта со сбросом воды до доведения качества воды в контуре до норм по солесодержанию, содержанию окислов железа, меди, кремнекислоты и т. д. Происходят также утечки воды из контура блока с течами, парениями, свищами. Эти потери воды (потери конденсата) восполняются центральной обессоливающей установкой с трехступенчатым Н-ОН катионированием (ЦОУ) и системой химводоочистка — испарители. Для приготовления добавочной воды для энергоблоков, которое обеспечивает химический цех ГРЭС, используется сырая вода из подводящего и сбросного каналов ГРЭС. Она подогревается в подогревателях сырой воды в машзале, направляется в химцех на осветлители, далее на химводоочистку (для подачи в испарители) и на ЦОУ. Очищенная от солей вода ЦОУ непосредственно добавляется к конденсату турбин, а после химводоочистки через деаэратор химочищенной воды — на испарители энергоблоков. Каждый энергоблок в схеме регенерации турбоустановки имеет испаритель, где химически очищенная вода испаряется за счет тепла пара отбора турбины, выпар отправляется в конденсатор испарителя КИ, а засоленный концентрат сбрасывается в сбросной водовод. В схеме основного конденсата турбины, после конденсатных насосов 1 ступени (насосы обессоленного конденсата — НОК) на каждом энергоблоке смонтирована блочная обессоливающая установка (БОУ) для очистки конденсата от солей сырой охлаждающей воды, которая может попадать в конденсат через трещины в конденсаторных трубках и неплотную их завальцовку в трубных досках. БОУ состоит из Н — ОН обменных фильтров. Для регенерации фильтров ЦОУ, химводоочистки, БОУ, а также установки по Na-катионитовой очистке воды для подпитки теплосети (УТС) используются реагенты: щелочь, серная кислота, поваренная соль, для осветлителей — коагулянт (сернокислое железо). Имеются устройства для их разгрузки и хранения, также складское помещение для хранения ионообменных материалов. Загрязненные солями и реагентами сбросные воды направляются в бассейн регенерации и обвалованный бассейн.

Генератор энергоблока имеет водородное охлаждение обмоток ротора и статора. Ввиду взрывоопасности водорода в смеси с воздухом, для вытеснения воздуха перед заполнением генератора водородом и для вытеснения водорода используется азот. Для обеспечения ГРЭС водородом имеется электролизная станция с ресиверами хранения водорода. Азот для генераторов, а также кислород для газовой сварки и ведения кислородного водного режима, кислородных очисток оборудования энергоблоков, производятся на азотно-кислородной станции НчГРЭС.

Подшипники турбины, генератора, ПЭН имеют жидкую масляную смазку. Для хранения, очистки масла, охлаждения его после нагрева в подшипниках имеется общестанционное маслохозяйство в электроцехе и маслосистема на каждом энергоблоке с насосами, маслопроводами, маслоохладителями, маслобаком, установкой для очистки масла.

В генераторе энергоблока получается ток с напряжением 20 кВ (киловольт). Имеется блочный трансформатор, повышающий напряжение до 220 кВ. После блочных трансформаторов электроэнергия подается на две параллельные, двухсекционные системы шин 220 кВ открытого распредустройства (ОРУ), а от них в линии электропередачи ОАО «Ростовэнерго» напряжением 220 кВ. Имеются 3 автотрансформатора 220/330 кВ для повышения напряжения до 330 кВ и подачи его на систему шин 330 кВ, откуда — на дальние линии электропередачи 330 кВ, принадлежащие «ЮжМЭС» РАО «ЕЭС России». ОРУ 220 и 330 кВ снабжены коммутационными и защитными устройствами: выключателями. разъединителями. разрядниками, устройствами релейной защиты, телемеханики, измерительными трансформаторами и счетчиками потоков электроэнергии.

Для питания электроэнергией насосов, вентиляторов, углеразмольных мельниц и других механизмов собственных нужд имеется на каждом энергоблоке свой трансформатор собственных нужд 20/6 кВ и два общестанционных резервных трансформатора собственных нужд, трансформаторы меньшей мощности для электропитания отдельных элементов энергоблока и вспомогательных участков производства, системы шин собственных нужд 6 и 0,4 кВ, комплектные распредустройства 6 и 0,4 кВ, системы кабельных трасс в кабельных каналах для подвода напряжения к каждому механизму энергоблока. Все это оборудование находится в ведении электрического цеха (эксплуатация и ремонт).

На НчГРЭС имеется обширное приборное хозяйство, систем автоматики и защит. Приборы контроля, системы автоматики и защит теплотехнические (СКУ) обслуживает цех теплового контроля и автоматики НчГРЭС (ЦТАИ), электрические — электрический цех.

Первые четыре энергоблока (№№ 1−4) обслуживает котлотурбинный цех № 1 (КТЦ-1), остальные (№№ 5−8) — КТЦ-2, Для подачи и сброса воды для охлаждения пара в конденсаторах турбин, масла, водорода в генераторах, подшипников механизмов и восполнения технологических потерь воды на ГРЭС имеется прямоточная система охлаждения: вода для охлаждения подается по подводящему каналу длиной 20 км из реки Дон и сбрасывается двумя потоками: по сбросному каналу № 2 в реку Дон — на 500 м ниже забора и, через шлюз-регулятор, по сбросному каналу № 1 в протоку Аксай (рукав Дона). Имеется сбросной порог перед сбросом воды в р. Дон по сбросному каналу № 2, поддерживающий уровень в сбросном канале выше, чем в прямом, что позволяет в зимнее время для предотвращения льдои шугообразования включать сифонный водослив из сбросного канала в прямой. В голове подающего канала имеется электрический рыбозаградитель. Каналы прямой и обратные ограждены дамбами проектной высотой 7,5 м. Вода из прямого канала забирается циркуляционными насосами (по 2 на каждый энергоблок, объединенные по 8 шт. в две береговые насосные станции: №№ 1 и 2), подается к энергоблоку металлическими водоводами. Сброс воды после конденсатора энергоблока производится металлическими водоводами в подземные бетонные водоводы (всего 4 шт. — один на два энергоблока), а из них через сифонный водослив в общий оголовок сбросных каналов. Все гидротехнические сооружения (исключая береговые насосные станции), включая золоотвал обслуживаются цехом гидросооружений, тепловых и подземных коммуникаций (ЦГТПК). Этот цех обслуживает также находящуюся на балансе ГРЭС теплосеть от ГРЭС до поселка Донской, а также подземные коммуникации тепловой сети, водопровода и канализации на территории ГРЭС.

Рис. 1. Стадии технологического процесса на НчГРЭС

2. Идентификация опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации оборудования станции

При эксплуатации основного оборудования станции может возникнуть ряд опасных и вредных факторов:

· опасность поражения электрическим током;

· электромагнитные поля;

· запылённость и загазованность воздуха;

· недостаточное и неправильное освещение;

· наличие вредных газов из-за неплотности в регулирующей и запорной арматуре в котлотурбинном цехе;

· избыточное выделение тепла. Источниками сильного тепловыделения являются котлоагрегат, турбина, трубопроводы. Тепловыделения могут возникнуть при нарушении изоляции на паропроводах острого пара и промперегрева, паровых отборов и подогревателей, при возникновении паровых свищей;

· наличие шума и вибрации, источниками которого являются вращающиеся элементы турбины, вентиляционной установки, дымососов, дутьевых вентиляторов. Уровень шума не превышает допустимого уровня для персонала, работающего на щите управления, однако превышает допустимый уровень для персонала работающего в цехе, в соответствии с руководством Р 2.2.2006;05 «Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда» и на основании санитарных норм СН 2.2.4/2.1.8.562−96. -«Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки,» и СН 2.2.4/2.1.8.566−96. «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».

· возникновение пожарои взрывоопасных зон, источниками которых могут быть: утечки масла из сбросных маслобаков и маслопроводов и попадание его на горячие части турбины, маслохранилища, хранилища резервного топлива, топливоподача, цех водородоприготовления, водородохранилища, турбогенераторы с водородной системой охлаждения. Опасность пожара может возникнуть при ремонте масляного трансформатора или масляного выключателя. В соответствии с НПБ 105−95. «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности.»

· наличие опасных зон в котельном и турбинном отделениях на оборудовании, работающем под давлением и с высокой температурой.

· работа на высоте

Таблица 1. Вредные и опасные производственные факторов при эксплуатации НчГРЭС

3. 3. Влияние НчГРЭС на окружающую природную среду

ОАО «ОГК-6» Новочеркасская ГРЭС одна из крупнейших тепловых электростанций России — является основным источником выбросов загрязняющих веществ не только в городе Новочеркасске, но и во всей Ростовской области. По данным Новочеркасского межрайонного комитета по охране окружающей природной среды, объемы выбросов НчГРЭС превышают 200 тыс. тонн в год, что составляет 50% всех выбросов загрязняющих веществ в Ростовской области и 1% в Российской Федерации.

Новочеркасская ГРЭС расположена всего в 7.5 км юга-восточнее города, поэтому 99% выбросов приходится на селитебные зоны, т. к. построена электростанция по отношению к городу без учета розы ветров. Проектная десяти километровая санитарно-защитная зона не соблюдается. Станицы Заплавская, Кривянская и восточная часть Новочеркасского холма целиком попадают в подфакельное пространство.

Крайне отрицательное влияние на экологическую обстановку в городе и на прилегающих территориях усиливается еще и тем, что топливо, используемое на предприятии, не соответствует требованиям качества. Уголь поставляемый на НчГРЭС обогащен широким спектром тяжелых металлов и токсичных элементов (Cu²⁺, Zn²⁺, Hg⁺, Pb²⁺, Mn²⁺, и др.), а также радионуклидами. Основными компонентами выбросов ОАО НчГРЭС являются зола, сернистый ангидрид, оксиды азота, сажа (свыше 30 тонн в год), пятиокись ванадия (около 8 тонн в год), оксид железа (свыше 5 тонн в год), хромовый ангидрид (около 0.1 тонны в год), фтористый водород (7 кг в год) и др. В золе сохраняется до 85% содержащихся в исходном угле химических элементов. НчГРЭС является также и крупнейшим источником техногенных полициклических ароматических углеводородов (ПАУ), являющимися продуктами сгорания органического топлива (3,4-бенз (а)пирен), и канцерогенов.

4. Анализ травматизма в филиале ОАО «ОГК-6» Новочеркасская ГРЭС за 2000;2010 гг.

6.05.2000г. в 1 час.45 мин. в смену с 0⁰⁰ до 8⁰⁰ МОК Маркин Ю. И. получил задание от начальника смены КТЦ-1 Мурова А. Б. на уборку зольного помещения отм.0.0м. Стажер машиниста котла № 3 МОКО КТЦ-1 Бакланов В. В. самостоятельно, без получения задания вызвался ему помочь. Они вышли с БЩУ № 2 на отм.9.0м котельного отделения в мастерскую МОКО КТЦ-1 взять шланги для помывки отм. 0.0м. Проходя по отм. 9.0 Бакланов В. В. предложил Мурову Ю. И. спустить помывочный шланг на отм.0.0м на лифте. Уже прошедший дверь лифта Маркин Ю. И. услышал крик, обернулся и увидел, что дверь лифта между 3 и 4 блоками на отм. 9.0м в котельном отделении была открыта, а Бакланова В. В. не было, лифта на отм. 9.0.м тоже не было. Кабина лифта с находившейся в ней лифтёром Терентьевой Л. Ю. в это время находилась на отм. 27 м. Маркин Ю. И. с прибывшим на помощь персоналом извлекли из шахты лифта на отм. 0.0м (ещё с признаками жизни) пострадавшего. Прибывший на место происшествия медицинский персонал констатировал смерть Бакланова В.В.

Причины:

1.Конструкция заводского автоматического замка дверей шахты допускает возможность воздействия на него приспособлением с целью открытия дверей снаружи.

2. Отсутствие освещения в шахте лифта

3.Открытие двери шахты лифта путём воздействия на автоматический замок не установленным лицом

4. Личная неосторожность пострадавшего Бакланова В.В.

5. Недостаточный контроль за подчинённым персоналом (Барановым В.В.) в части его попытки самовольного проведения самостоятельной работы со стороны начальника смены КТЦ-1 Мурова А.Б.

6. Недостаточный контроль за состоянием охраны труда во вверенном подразделении и не в должной степени обеспечение безопасных условий труда на рабочих местах со стороны начальника котлотурбинного цеха № 1 (КТЦ-1) Якишева В.И.

7. Не в достаточной мере внесены требования п. 6.6.7 Правил устройства и безопасной эксплуатации лифтов (абзацы 2, 3(а), 6) в Инструкцию по эксплуатации грузовых и пассажирских лифтов УООП Нч ГРЭС (освещение шахты может быть включено автоматически, а в электрической схеме лифта данной блокировки нет, и (или) выключателем ручного действия), а также недостаточный контроль за техническим состоянием оборудования со стороны начальника УООП Кобылёва Г. П.

8. Недостаточное принятие мер по содержанию оборудования (лифтов) в соответствии с нормами по охране труда как лица, ответственного за обеспечение безопасной эксплуатации лифтов, со стороны мастера бригады кранов крановщиков и лифтёров УООП Аксаева С.М.

29.11.2001г. в 13 час. 40 мин. по заданию мастера РСЦ Мальцева Н. А. столяр 6-го разряда РСЦ Оганесян Г. Я. производил обработку деревянной заготовки сечением 40×40, длиной 500 мм. В 13.40 при фрезерной обработке вышеуказанного бруска с ручной подачей произошёл захват двух пальцев левой руки между прижимной планкой защитного устройства станка и обрабатываемым бруском, в результате чего произошла ампутация этих пальцев.

Причины:

1. Несовершенство защитных ограждений фрезерного станка модели ФСШ-1Р из-за отсутствия электрических блокировок, обеспечивающих невозможность пуска станка при снятых ограждениях

2. Недостаточный контроль за выполнением работниками цеха требований и норм по охране труда

3. Недостаточный контроль за использованием подчинённым персоналом неисправных механизмов

4. Нарушение требований п. 2.2 «Инструкции по охране труда для столяра №ОТ-5-РСЦ» со стороны столяра 6-го разряда РСЦ Оганесяна Г. Я.

В 2002;2003г.г. несчастные случаи отсутствовали.

27.02.04 в 13 час. 20 мин. при проведении уборки оборудования масляного насоса уплотнения турбины (МНУ- 2Б) часть ветоши попала в центральное отверстие защитного кожуха вентилятора электродвигателя и по инерции была захвачена вентилятором вместе с рукой пострадавшего машиниста-обходчика т/о КТЦ-1 Селезнёва С. А., в результате чего крыльчаткой охлаждения электродвигателя пострадавшему были ампутированы две фаланги указательного (II) пальца левой кисти.

Причины:

1. Недостаточное обеспечение контроля за выполнением подчинённым персоналом Правил техники безопасности со стороны: заместителя начальника КТЦ-1 Шевчук В. Д., начальника смены КТЦ-1 Кузьмина А. И., старшего машиниста энергоблока КТЦ-1 Яковенко В.И.

2. Нарушения требований «Инструкции по охране труда машиниста-обходчика по турбинному оборудованию КТЦ-1 «пострадавшим Селезнёвым С.А.

17.11.2004г. в 7 час. 35 мин. в конце рабочей смены оператор хлораторной установки Ухнарев Д. Х. во время обхода территории фекальных очистных сооружений решил попробовать самостоятельно, без применения грузоподъемных механизмов, уложить в лоток чугунную трубу диаметром 250×12 мм, длиной 5350 мм, весом 346 кг.

При попытке подъёма данной трубы на борт лотка высотой 350 мм, труба покатилась по откосу. Ухнарев Д. Х. пытался удержать трубу на травяном склоне, но это ему не удалось. Труба сбила Ухнарева Д. Х. с ног, увлекла за собой и придавила в нижнем распределительном лотке, нанеся травмы, несовместимые с жизнью.

Причины:

1. Недостаточный контроль за состоянием охраны труда во вверенном подразделении со стороны начальника ЦГТПК Горбунова Е. Н., заместителя начальника ЦГТПК Терешкова В.В.

2. Не обеспечение соблюдения подчинёнными работниками требований нормативов по охране труда в процессе производства работ со стороны старшего мастера ЦГТПК Сухоносенко В.А.

3. Не проведение инструктажа персоналу ФОС об особенностях передвижения по бетонной дорожке, на которой уложены чугунные трубы у лотка со стороны мастера ФОС ЦГТПК Абрамова Н.И.

4. Выполнение работ в объёме, не определённом заданием (распоряжением) непосредственного руководителя, пострадавшим Ухнаревым Д.Х.

В 2005;2006г.г. несчастные случаи отсутствовали.

6.03.07 в 9 час. 50 мин. при выполнении работ по сборке электрической схемы компрессора № 5 АКГН в панели № 1 РУ -0,4 кВ произошло короткое замыкание, в результате чего старший ДЭМ ЭЦ Федоренко А. Г. получил ожоги электрической дугой лица, верхних конечностей.

Пострадавший применял при работе спец. одежду и СИЗ: костюм, устойчивый к воздействию электрической дуги, каску термостойкую с защитным экраном без подшлемника термостойкого; перчатки термостойкие — не применялись.

Причины:

1.Недостаточное обеспечение должного контроля за выполнением подчиненным персоналом ПТБ со стороны руководящего состава ЭЦ.

2.Не полное применение Федоренко А. Г. СИЗ.

3.Самовольное проведение работ и расширение задания Фадеевым А.Г.

4.Применение Федоренко А. Г. опасных и недопустимых методов работы по устранению дефектов.

21.06.07 в 8 час. 55 мин. при проведении обхода насосной осветленной воды, при проверке работоспособности дренажного насоса, машинист обходчик по турбинному оборудованию МОТО КТЦ-2 Панаева А. А. споткнулась и упала, получив при этом ушиб грудной клетки.

Причины:

1.Личная неосторожность пострадавшей.

В 2008;2010г.г. несчастные случаи отсутствовали.

5. Оценка условий труда по факторам производственной среды и трудового процесса

электростанция труд моторист топливоподача Рабочее место моториста автоматизированной топливоподачи предназначено для управления оборудованием со щита управления топливоподачи, ведения постоянного наблюдения за работой обслуживаемого оборудования и фиксацией показаний приборов в специальном журнале, обеспечения бесперебойного и экономичного режима подачи топлива, а так же для ведения переговоров по межсистемным связям с другими диспетчерскими службами, с помощью специальных приборов, предотвращения развития и ликвидации аварийных ситуаций.

Моторист автоматизированной топливоподачи должен знать устройство обслуживаемого оборудования, схему топливоподачи, принцип работы автоматики, блокировки и сигнализации, назначение и места установки средств измерений и сигнализации, виды и марки топлива, элементарные сведения по электротехнике.

Так как в течение всего дня моторист автоматизированной топливоподачи выполняет работу, которая сопряжена с тяжёлой умственной нагрузкой и большим зрительным напряжением, его работа относится к категории Iб. При выполнении этой работы в соответствии с руководством Р 2.2.2006;05 «Гигиена труда"-его работа относится к категории средней тяжести выполняемых работ.

Помещение, в котором расположено рабочее место моториста, имеет площадь 50 м², длина — 10 м, ширина — 5 м, высота — 4 м. Вентиляция принудительная. Для отопления в холодный период года используется водяное отопление.

Согласно карте аттестации рабочего места моториста автоматизированной топливоподачи в помещении щита управления топливоподачей присутствуют следующие вредные производственные факторы:

— вибрация (класс условий труда 3.1.);

— напряженность трудового процесса (класс 3.1.).

Не превышают допустимых значений (класс 2):

— скорость движения воздуха;

— освещенность;

— естественное освещение КЕО.

Оптимальным условиям труда (класс 1) соответствуют температура и относительная влажность воздуха, тяжесть трудового процесса.

Общую оценку условий труда установим по наиболее высокому классу и степени вредности.

Условия труда на рабочем месте моториста автоматизированной топливоподачи соответствуют 1 степени 3 класса — вредные. Необходимо провести мероприятия по снижению вредных производственных факторов.

6. Мероприятия по улучшению условий труда в помещении щита управления топливоподачей

6.1 Мероприятия по снижению производственной вибрации

Источником вибрации в помещении является щит управления топливоподачей. Без дополнительных устройств уровень вибрации значительно превышает нормативный. Поэтому на рабочем месте моториста автоматизированной топливоподачи необходимо снизить уровень вибрации в источнике. Для этого предлагается виброизоляция системы. Технически это реализуется с помощью виброизолятора. По конструкции виброизоляторы, применяемые в машиностроении, подразделяются на:

· пружинные,

· пневматические,

· цельнометаллические,

· комбинированные,

· резинометаллические,

· резиновые.

Резиновые виброизоляторы имеют форму параллелепипедов или цилиндров, которые могут быть сплошными или пустотелыми. Резиновые элементы должны иметь конструкцию, допускающую деформацию в боковые стороны.

Расчет эффективности виброизоляции.

1. Превышение вибрации на рабочем месте

L = 110 93 = 17 дБ

2. Требуемое снижение коэффициента передачи

3. Относительная частота колебаний, обеспечивающая данный уровень значения

4. Собственная частота колебаний системы

5. Суммарная жесткость виброизолятора

C=m

6. Жесткость одного виброизолятора

7. Расчетная нагрузка на один виброизолятор

F=

Зная расчетную нагрузку выбираем виброизолятор АКСС-220М, который имеет следующие параметры:

Максимальная рабочая нагрузка по оси 2158 H

мм

мм

мм

мм

мм

мм

мм

мм

мм

мм

мм Масса 1 шт. 2,5 кг.

Рис. 2. Виброизолятор типа АКСС:

1 — несущая планка-втулка; 2 — резиновый массив; 3 — скоба; 4 — нижняя планка

6.2 Мероприятия по снижению напряженности трудового процесса

Главным функциональным элементом рабочего места моториста автоматизированной топливоподачи являются вертикальные панели, на которых смонтированы средства отображения информации в виде записывающих и показывающих приборов (термометров, ротаметров, манометров и т. д.) и органы управления (тумблеры, кнопочные переключатели, ручки и т. д.).

Для облегчения оперативной ориентации моториста щит снабжен мнемосхемами, т. е. наглядным изображением на плоскости с помощью условных знаков основных элементов технологической схемы (аппаратов, емкостей, насосов) в их реальной связи. На мнемосхемах разноцветными лампочками показывается состояние того или иного элемента — рабочее, нерабочее, аварийное.

Перед индикаторным щитом, на расстоянии 1,5 м размещается стол со средствами связи, (селектор, телефон), с помощью которых моторист общается с обеспечивающими службами, руководством смены, цеха.

В процессе работы моторист то сидит за столом, то стоит у щита или передвигается вдоль него. Работа осуществляется в свободной, произвольной позе.

Зрительное напряжение, требуемое от моториста при управлении процессом невелико. Стрелки и шкалы приборов в условиях произвольной рабочей позы представляют собой объекты различения III-IV класса точности. Соответственно на щите нормируется освещенность в пределах 200−300 лк.

Трудовая деятельность моториста слагается из двух основных элементов: наблюдения за индикаторным щитом и, в случае появления сигналов о нарушениях в системе, — активных регулировочных действий (интеллектуальные нагрузки, класс 3.1.). Этой деятельности свойственны многоходовые задачи управления, связанные с поиском причин рассогласования в системе, основанном на известном алгоритме (производственной инструкции).

Управляющие регулировочные действия (перенастройка автоматических устройств, переход на ручное управление, команды аппаратчикам, дежурным слесарям и прибористам) просты, не требуют существенных физических усилий. При нормальном ходе технологического процесса удельный вес этих действий 5−15%. Таким образом налицо явные условия гиподинамии. Труд оператора в основном характеризуется процессом наблюдения, обработкой информации и принятием решений, на которые, по хронометражным данным, затрачивается 70−80% рабочего времени (сенсорные нагрузки, класс 3.1.).

Для характеристики наблюдательских функций моториста следует отметить, что информация о нарушениях в автоматической системе управления и, соответственно, сигналы о необходимости вмешательства в управление при нормальной работе оборудования поступают на пульт весьма редко. Число значимых сигналов за смену может не превышать 10−20, а время, необходимое на регулировочные действия, может укладываться в 5−8% рабочего времени. Следовательно, наряду с гиподинамией работа моториста осуществляется в условиях выраженной монотонности обстановки (монотонность нагрузок, класс 3.1).

Помимо этого моторист испытывает высокую эмоциональную нагрузку, так как несет ответственность за функциональное качество работы, несоблюдение которого влечет за собой исправления за счет дополнительных усилий всего коллектива (группы, бригады) (класс 3.1.).

Для снижения напряженности трудового процесса моториста автоматизированной топливоподачи рекомендуется внедрить следующие мероприятия:

1. В помещении щита разместить два рабочих места. В этом случае мотористы (операторы), как члены комплексной бригады (смены) с полным разделением труда, распределяют свою деятельность по зонно-агрегатному принципу, т. е. с индивидуальной ответственностью за свою стадию, зону.

Такая организация труда, основанная на специализации, способствует приобретению точных навыков и формирует способность оператора осуществлять вероятностное (временное и пространственное) прогнозирование событий в динамике технологического процесса даже на основе неполной информации. Специализация в данном случае обусловливает надежность и малую утомительность работы.

2. Выбор нового режима приема пищи. Особенности технологических процессов на предприятиях ТЭК существенно ограничивают возможность нормирования внутрисменного режима труда и отдыха. Регламентация коротких перерывов на отдых практически неосуществима, ибо они могут в любой момент совпадать с выполнением управляющих действий. Не всегда может быть использован и вариант регламентации перерыва с подменой, потому что ответственный исполнитель зачастую не имеет права покидать рабочее место. По этим же причинам не регламентируется и обеденный перерыв. Однако в середине смены обязательно выделяется время для приема пищи. Это время практически используется следующим образом:

а) операторы и начальник смены подменяют друг друга и обедают в столовых или буфетах на территории завода;

б) пища приносится с собой и принимается в специально оборудованной комнате или в отведенном для этого месте в самой операторной, снабженном холодильником, электрочайником, умывальником;

в) обед привозится из заводской столовой в термосах и раздается в специальной комнате вблизи операторной, при этом соблюдается очередность приема пищи между операторами посредством подмены.

Учитывая особенности производственной и трудовой деятельности операторов, последний способ организации обеденного перерыва наиболее предпочтителен.

3. Применение функциональной музыки как средства рационализации режима труда операторов по 5 минут в конце каждого часа работы для борьбы с монотонностью.

4. Разработка нового графика работы сменного персонала. Монотонная работа в режиме ожидания оказывает неблагоприятное влияние на надежность оператора (особенно в ночные часы). У моториста автоматизированной топливоподачи нормируемый 6-часовой рабочий день при четырехдневной неделе. Рекомендуется внедрить вариант режима труда, предусматривающий сокращение вдвое продолжительности ночной рабочей недели (см. графики).