На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 86347


Наименование:


Диплом Выбор оптимальной технологической схемы водоподготовки для питания водогреющих котлов квартальной котельной СПб

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 01.04.2015. Сдан: 2014. Страниц: 128 + чертежи. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 6
1 НОРМАТИВНАЯ БАЗА И ОСОБЕННОСТИ ВОДОПОДГОТОВКИ И ВОДНОГО РЕЖИМА КОТЛОВ 8
2 ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК, СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И УСТРОЙСТВ ПО ВОДОПОДГОТОВКЕ 32
3 РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТАНОВКИ ПО УМЯГЧЕНИЮ ВОДЫ УЛЬТРАФИЛЬТРАЦИЕЙ, ОБРАТНЫМ ОСМОСОМ 37
3.1 Расчет рабочей поверхности мембран 38
3.2 Выбор аппарата и определение его характеристик 45
3.3 Секционирование аппаратов в установке 47
3.4 Уточненный расчет поверхности мембран 52
3.5 Расчет гидравлического сопротивления 55
4 СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ 59
5 АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ КОТЕЛЬНОЙ 66
5.1 Автоматическое регулирование 66
5.2 Теплотехнический контроль 70
5.3 Сигнализация и управление 71
6 СТАНДАРТИЗАЦИЯ 73
7 ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ 76
7.1 Охрана труда 76
7.2 Расчет выбросов вредных веществ 89
8 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ 92
8.1 Расчёт технологических показателей 92
8.1.1 Расчёт установленной мощности котельной, МВт 92
8.1.2 Годовой отпуск теплоты на отопление, ГДж/год 93
8.1.3 Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение, ГДж/год 93
8.1.4 Годовой отпуск тепла от котельной 94
8.1.5 Годовая выработка теплоты котельной ГДж/год (Гкал/год): 95
8.1.6 Число часов использования установленной мощности котельной в году 95
8.1.7 Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты 95
8.1.8 Годовой расход топлива котельной 96
8.1.9 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной 97
8.1.10 Годовой расход воды котельной 97
8.1.11 Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла 98
8.2 Расчёт экономических показателей 98
8.2.1 Топливная составляющая затрат 98
8.2.2 Годовые затраты на электроэнергию 98
8.2.3 Годовые затраты на использованную воду 99
8.2.4 Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и реконструкцию 99
8.2.5 Годовые амортизационные отчисления 100
8.2.6 Годовые затраты на текущий ремонт 100
8.2.7 Годовые затраты на заработную плату 100
8.2.8 Прочие годовые затраты 101
8.2.9 Годовые эксплуатационные расходы котельной 101
8.2.10 Себестоимость отпускаемой теплоты 101
8.2.11 Топливная составляющая себестоимости 102
8.2.12 Срок окупаемости проводимого мероприятия 102
9 ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА. 103
9.1 Опасные и вредные факторы 103
9.1.1 Физические факторы 103
9.1.2 Меры по снижению влияния опасностей и вредностей на организм 108
9.2 Безопасность 116
9.2.1 Электробезопасность 117
9.2.2 Пожарная безопасность 118
9.3 Микроклимат 121
9.4 Освещенность 121
9.5 Защита от шума и вибраций 122
9.6 Эргономические показатели 123
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
ЛИТЕРАТУРА 126


ВВЕДЕНИЕ

Подготовка воды для питания котлов является очень важным условием длительной и бесперебойной работы котельного оборудования. В связи с тем, что природная вода, даже если в ней малое содержание солей и прочих элементов, она совершенно непригодна для использования в тепловых сетях и паровых котлах, так как ее качество не удовлетворяет всем современным требованиям. Поэтому на тепловых станциях для подготовки воды установлено специальное оборудование, а на особо крупных даже существуют отдельный цех подготовки воды для правильного функционирования воднохимического режима котлов.
Во время химической подготовки вода подвергается обработке в нескольких установок, вследствие чего происходит следующее:
1. Осветление, а именно фильтрация и отстаивание – при этом из воды полностью удаляются органические и механические примеси.
2. Умягчение воды, а именно процесс катионирования является удаление из нее солей жесткости (магния и кальция) и их замена на легкорастворимые соли щелочных элементов – натрия.
3. Общее обессоливание происходит во время прохождения воды сквозь выпарные установки и получение полностью обессоленного конденсата.
4. Дегазация – полное удаление растворенных газов посредством ее нагревания в деаэраторах.
Подготовка воды для питания котлов преследует вполне конкретную задачу – химическая очистка теплообменника котла от любых загрязнений питательной воды, которые могут попасть в нее во время движения в паровых конденсаторах, турбинах, а также котлах, и восполнение потерь конденсата. Зачастую, количество потерянного конденсата напрямую зависит от типа котлов и станций. Самые большие потери (иногда превышают 30 процентов) происходят в теплоэлектроцентралях, таким образом, на таких станциях системы химической подготовки воды довольно значительные, как по стоимости, так и по занимаемой площади.
Актуальность данной работы заключается в необходимости подготовки воды для всех видов котлов, в том числе и для водогрейных. В связи с большим количеством квартальных котельных в России актуальность новых и усовершенствование старых методов водоподготовки, которые могут увеличить эффективность или снизить стоимость работы существующих котельных, велики.
Основной задачей данного проекта является выбор оптимальной технологической схемы водоподготовки для питания водогреющих котлов квартальной котельной, а также выполнить проект реконструкции котельной в г. Санкт-Петербург.
Основные цели данного проекта:
• рассчитать и выбрать водоподготовительную установку;
• рассмотреть вопросы оснащения котельной КИП и автоматикой, а также вопросы охраны труда и экологии, гражданской обороны;
• произвести расчет технико-экономических показателей и эффективности проекта.


1 НОРМАТИВНАЯ БАЗА И ОСОБЕННОСТИ ВОДОПОДГОТОВКИ И ВОДНОГО РЕЖИМА КОТЛОВ

При выборе оптимальной технологической схемы водоподготовки, в частности, необходимо учитывать стоимость и состав исходной воды, которые изменяются в широких пределах в зависимости от географического положения предприятия. При учете экологического фактора и стоимости проектных, строительных и наладочных работ процесс выбора технологии становится комплексным и долгосрочным.
Для оценки влияния всех внешних факторов на выбор технологии водоподготовки для подпитки паровых котлов специалистами компании «GE Вода и Технологии процессов» разработан ряд технико-экономических моделей, которые позволяют быстро и, в то же время, тщательно оценить все ключевые факторы, влияющие как на процесс строительства новых водоподготовительных установок (ВПУ), так и на модернизацию существующих. Данные модели позволяют рассматривать технологии предочистки, умягчения, ионного обмена (ИО), ультрафильтрации (УФ), обратного осмоса (ОО), электродиализа (ЭД), электродеионизации (ЭДИ) и термического выпаривания и их различных комбинаций [1, 2]. В результате выбор оптимального варианта комбинирования приведенных выше технологий производится в результате сравнения капитальных и эксплуатационных затрат с учетом всех специфических особенностей того или иного предприятия.
В этих условиях возрастает роль водоподготовки и оптимального водного режима в таких котлах.
Имеющийся опыт эксплуатации таких котлов показывает: работа котлов без аварий (из-за водного режима плохого качества) возможна, если схема водоподготовки предусматривает наличие ионообменной технологии – натрий-катионирование, как правило, противоточное, или обработку воды комплексообразователями. Во втором случае определяющим будет точное знание о температуре слоя воды около греющей стенки труб котла [1, 2].
Необходима также коррекционная внутрикотловая обработка воды – дополнительно к водоподготовке. Здесь в некоторых случаях возможен отказ от докотловой водоподготовки, ограничиваясь внутрикотловой обработкой воды комплексообразователями.
На сегодняшний день в России эксплуатируются примерно 250 тыс. паровых и водогрейных котлов, из них с давлением пара до 0,17 МПа и температурой нагрева воды до 115 оС – около 164 тыс. единиц.
Необходимое качество питательной и подпиточной воды, водный режим котлов регламентируют разные нормативные документы, часто противоречащие друг другу и нередко – внутренне противоречивые.
Основные нормативные документы:
СНиП 41-02-2003 (ранее СНиП 2.04.07-86) «Тепловые сети»;
СНиП 41-104-2000 (МСП 4.02.103-99) «Проектирование автономных источников теплоснабжения»;
СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов» (ранее: «Руководство по проектированию тепловых пунктов». М.: Стройиздат, 1983);
СНиП II-35-76 «Котельные установки»;
СНиП 41-01-2003 (ранее СНиП 2.04.05-91) «Отопление, вентиляция и кондиционирование»;
СанПиНы 4723-88 (вместо Санитарных правил №2270-80) «Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения»;
ГОСТ 20995-75 «Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара»;
ПБ 10-574-03 (вместо ПБИ 10-370-00) «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» Ростехнадзора;
«Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» 2003 г. (утв. Минэнерго РФ 19.06.2003 №229), далее: ПТЭ;
«Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок» (утв. Минэнерго РФ 24.03.2003 №115);
МДК 4.02.2001 «Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения» (утв. Госстроем России. 13.12.2000 №285).
В связи с этой инструкцией необходимы несколько примечаний. Инструкцией МДК 4.02.2001 распространены нормы ПТЭ на все системы с нагревом воды до 95 оС! Кроме того, не отменены специальным актом «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 338 К (115 оС) с изм. №1, 2, 3» (утв. Минстроем РФ 28.08.1992 №205);
«Нормы качества сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов, организация водно-химического режима и химического контроля. Методические указания. РД 24.031.120-91» (утв. Минтяжмашем СССР 01.07.1991);
«Котлы паровые стационарные низкого и среднего давления. Организация водно-химического режима. РТМ 108.030.114» (утв. Минэнергомашем СССР 10.05.1977 №ПС-02/3779);
«Гигиеническая оценка материалов, реагентов, оборудования, технологий, используемых в системах водоснабжения. Методические указания. МУ 2.1.4.783-99» (утв. Минздравом России 23.10.1999);
«Перечень материалов, реагентов и малогабаритных устройств, допускаемых для применения в хозяйственно-питьевом водоснабжении. Дополнение к Перечню от 23.10.1992 №01-19/32-11» (утв. Главным санитарным врачом РФ 25.12.1998 №дк-285-111).
Сопоставление названных выше нормативов, а также других, не упомянутых здесь, инструкций и предписаний оставляет мало возможностей для применения многих методов водоподготовки.
Качество воды для подпитки систем горячего водоснабжения, как известно, должно соответствовать качеству питьевой воды. Сегодня качество питьевой воды нормируют СанПиНы 2.1.4.1074-01 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества» и СанПиНы 2.1.4.1175-02 «Питьевая вода и водоснабжение населённых мест. Гигиенические требования к качеству воды нецентрализованного водоснабжения. Санитарная охрана источников».
Тип системы теплоснабжения также имеет большое значение для водоподготовки агрокомплексов.
Если система открытая (то есть с водоразбором из сети), то, как правило, вода приготавливается необходимого нормативного качества непосредственно на источнике теплоты. Однако большая протяжённость трубопроводов тепловых сетей создаёт риск ухудшения качества воды: загрязнения железом, микробиологическими образованиями, возможное проникновение подпочвенных вод в трубопроводы сети вследствие сквозных коррозионных повреждений труб.
В закрытой системе теплоснабжения вода для подпитки отопительной системы и системы горячего водоснабжения поступает из местной муниципальной котельной или от ТЭЦ (для отопления) через индивидуальные или центральные тепловые пункты.
Активно развиваются системы автономного теплоснабжения (квартирные, домовые, коттеджные).
Хаос в нормировании качества воды энергоустановок, должен бы быть преодолен к 30 июня 2010 года, когда – в соответствии с Законом РФ от 09.05.2005 №45-ФЗ – должен быть разработан и утверждён Технический регламент (или Национальный стандарт) качества воды энергоустановок, но к сожалению, неразбериха в нормировании пока не преодолена.
Но пока, как упоминалось выше, Инструкцией МДК 4.02.2001 для котлов низких параметров директивно введены нормы качества воды из ПТЭ, то есть нормы для паровых котлов давлением более 3,9 МПа и нормы для водогрейных котлов с температурой нагрева воды более 150 оС.
Для паровых котлов низкого давления это значит введение предкотловой ионообменной водоподготовки и коррекционных методов внутрикотловой обработки воды, например фосфатирование.
В существующих нормативных документах фосфатирование предусмотрено для паровых котлов только давлением более 1,4 (абс.) МПа (СНиП II-35-76) или более 2,35 (абс.) МПа (РТМ 108.030.114-77).
Нормы качества питательной воды паровых котлов низкого давления, принятые разными фирмами энергетически развитых стран, также фиксируют необходимость предельно эффективного умягчения воды.
Ограничимся двумя примерами.
Американская (США) ассоциация производителей котлов (АВМА) и Исследовательский комитет АSМЕ по использованию воды в тепловых энергосистемах определяют допустимое значение общей жёсткости питательной воды паровых котлов независимо от давления пара в пределах 0-3,05 (изб.) МПа – не более 0,3 мг СаСО3/л (0,02 ммоль/л) [3].
По рекомендациям Датской ассоциации централизованного теплоснабжения значение общей жёсткости подпиточной воды водогрейных котлов должно быть меньше 0,1 0dH (0,0357 ммоль/л) [4]. При том, что российские нормы качества подпиточной воды водогрейных котлов предусматривают нормирование не всей (общей) жёсткости, а только её составляющих (карбонатной, сульфатно-кальциевой) или карбонатного индекса [5].
Нормы качества воды котлов низкого давления – и водотрубных, и жаротрубных – определялись экспериментально и во время опытной эксплуатации в предположении, что тепловой поток через греющую поверхность не превышает 50-100 кВт/м2. Для котлов с мощностью теплового потока до 350 кВт/м2 нормы, конечно, более строгие. По данным АSМЕ некоторые водотрубные котлы работают при тепловом потоке мощностью 784 кВт/м2.
Однако сегодня – с улучшением показателя «теплопроизводительность/габариты котла» недостаточно научно обоснованных данных для понимания того, какова температура воды около греющей стенки и каков критический тепловой поток.
Особенно это важно для жаротрубных котлов, где из-за вялой циркуляции воды температура пристенного слоя воды больше температуры воды, выходящей из котла, на 20-40 0С. Следовательно, водоподготовку нужно рассчитывать именно для температуры на 20-40 0С больше, чем указано во всех нормативных документах.
К сожалению, производители водогрейных котлов никогда не указывают ни значения температуры пристенного слоя воды, ни значения мощности теплового потока. Есть основания подозревать, что это неизвестно и конструкторам котлов, или они не придают должного значения этим показателям для оптимального водного режима котлов.
Таким образом, независимо от давления и теплопроизводительности современных водотрубных и жаротрубных котлов, необходимо максимально умягчать воду, как правило, противоточным или двухступенчатым прямоточным натрийкатионированием. И дополнительно вводить коррекционную внутрикотловую водоподготовку (фосфатирование и др.).
Есть особый раздел водоподготовки, характеризующийся тем, что внутрь котла (с температурой нагрева воды не более 200 0С) вводится смесь антина-кипинов и противокоррозионных агентов (примеры: реагенты фирмы «Nalko Chemical Company» разных марок или реагенты датской фирмы «Hydro-X»).
В некоторых случаях возможна замена натрий-катионирования внутрикотловой обработкой воды комплексообразователями (комплексонами) разных марок. Но и в этих случаях определяющими факторами будет температура воды около греющей стенки и мощность теплового потока. Все комплексоны неэффективны (разрушаются, растворяются в воде) при температуре 170-180 0С - эта температура возможна в пристенном слое. Зависимость «комплексонной» обработки воды от мощности теплового потока до сих пор не исследована [6].
Наконец, интересное и перспективное направление в котлостроении – разработка конструкций водогрейных котлов с медными трубами и сравнительно большой скоростью движения воды – 2,1-2,5 м/с.
Медные трубы обладают меньшей шероховатостью по сравнению со стальными трубами. Преодолевая каждый «выступ» шероховатости, вода за «выступом» вскипает, и, таким образом, в стальных трубах водогрейного котла может возникнуть около греющей стенки паровая плёнка с малой теплопроводностью – возможно отложение накипи и перегрев трубы.
Одновременно большая скорость движения воды не позволяет накипи «успевать» откладываться в трубах.
Примером таких котлов могут служить газовые водогрейные котлы для получения горячей воды с температурой до 105 0С концерна «Лаарс» (Loors Heating Systems (США)). Хотя в технических условиях концерн не указывает значения ни температуры пристенного слоя воды, ни мощности теплового потока, но утверждает, что котлы могут работать в безнакипном режиме даже на морской воде – при жёсткости воды до 6 ммоль/л. Такие же характеристики – у так называемых «гидронных» котлов российской фирмы ЗАО «Гидронмаш» – аналогах котлов фирмы «Лаарс».
О выборе технологии водоподготовки для паровых котлов
Технико-экономические модели разработаны для использования на ранних стадиях предпроектной проработки строительства или модернизации водоподготовительных установок (ВПУ). Исходя из введенных исходных данных и допущений, они позволяют получить детальную информацию о капитальных и эксплуатационных затратах. Для модернизации существующих ВПУ рассчитывается время возврата инвестиций (срок окупаемости), а для строительства новых – производится тщательное сравнение альтернативных технологий для выбора наиболее выгодной. В результате имеется возможность оценить не только техническую привлекательность того или иного предложения, но и вопросы финансирования проекта и дальнейшей эксплуатации оборудования.
В настоящий момент разработаны следующие модели:
1. Дополнение существующей установки Na-катионирования установкой обратного осмоса в схемах подпитки котлов низкого и среднего давления.
2. Дополнение существующей установки ионообменного обессоливания установкой обратного осмоса в схемах подпитки котлов среднего и высокого давления.
3. Замена традиционной предочистки на основе известкования-коагуляции на комбинацию ультрафильтрационной и обратноосмотической установок в схемах подпитки котлов среднего и высокого давления.
4. Сравнение мембранных технологий (ОО+ФСД, ОО+ЭДИ) с традиционными ионообменными технологиями обессоливания при строительстве новых ВПУ для подпитки котлов высокого давления.
Несмотря на то, что сравнительные исследования применения мембранных и ионообменных технологий приводятся в ряде работ [7-10], эти работы проведены 5-15 лет назад, и с тех пор произошли как изменения стоимости воды и химикатов, так и технологические усовершенствования в производстве более низконапорных и высокоселективных мембран, более высокоэффективных смол и широкое внедрение новых технологий обессоливания, таких как ЭДИ. В связи с этим актуальность сравнительных исследований в данной сфере по-прежнему высока.
В настоящей работе рассмотрены составы воды, типы оборудования и стоимостные характеристики, наиболее типичные для применения на отечественных предприятиях. В качестве очищенной воды подразумевается глубокообессоленная вода для подпитки паровых котлов высокого давления, прямого впрыска в газовые турбины, а также для подпитки второго контура АЭС. Предочистка перед обратным осмосом или ионным обменом не рассматривалась, при этом допускалось, что качество предочищенной воды удовлетворяет требованиям к установкам обратного осмоса и противоточного ионного обмена (коллоидный индекс SDI<3). Тем не менее, сравнение различных вариантов предочистки (ультрафильтрация, осветление-коагуляция или осветлительное фильтрование) может быть проведено отдельно при необходимости, а здесь приводится сравнение только технологий обессоливания.
Технологические схемы.
Все варианты технологических схем (см. рисунок 1.1), рассматриваемые в модели, включают в себя оборудование промышленного класса с необходимым резервированием. Во всех вариантах ионообменные установки комплектуются фильтрами по формуле N+1, т.е. с резервированием одного фильтра каждого типа. Установки ОО и ЭДИ используются с минимальной производительностью 2х80% от необходимой (для малых производительностей) и N+1 – для больших производительностей. Системы хранения и распределения исходной и очищенной воды не рассматривались. Промежуточные баки и повысительные насосы внутри рассматриваемых схем включались в расчеты, если они необходимы. Все варианты рассчитывались для достижения качества очищенной воды менее 0,1 мкСм/см по удельной электрической проводимости и менее 10 мкг/л по кремне-кислоте. Расходы на монтаж и пусконаладку оборудования учитывались в капитальных затратах как процент от общей стоимости оборудования.

Рис. 1.1 – Варианты технологических схем водоподготовки

Вариант 1 представляет собой традиционную схему ионообменного обессоливания с параллельноточной регенерацией. В него входят ионообменные фильтры с сильнокислотным катионитом, декарбонизатор для удаления CO2 (при необходимости) и фильтры с сильноосновным анионитом, а также фильтры смешанного действия (ФСД) с системой разделения и регенерации ионообменных смол. Регенерация ведется в том же направлении, что фильтрация.
Вариант 2 (коллоидный индекс SDI<3). Тем не менее, сравнение различных вариантов предочистки (ультрафильтрация, осветление-коагуляция или осветлительное фильтрование) может быть проведено отдельно при необходимости, а здесь приводится сравнение только технологий обессоливания.
Вариант 2 является аналогом Варианта 1, но с использованием Н- и ОН-ионитовых фильтров с зажатым слоем и противоточной регенерацией. В таких фильтрах подача регенерационных растворов осуществляется в направлении, противоположном тому, в котором идет фильтрация. Это позволяет получать очищенную воду более высокого качества, более низкий расход реагентов и меньшее количество сточных вод (регенератов), т.е. большую степень извлечения очищенной воды. Большинство новых ионообменных систем проектируются именно по противоточному принципу. Стадия ФСД для данного варианта полностью аналогична Варианту 1. В обоих вариантах дополнительно использовались защитные факторы 0,85 для катионита и 0,8 для анионита для симуляции 5-летнего периода эксплуатации смол, т.е. регенерация производилась при исчерпании 80 и 85% паспортной обменной емкости катионита и анионита, соответственно.
В Варианте 3 установка Н/ОН-ионирования заменена установкой обратного осмоса со стандартными мембранными элементами среднего давления. Дообессоливание ведется на фильтрах смешанного действия. Декарбонизатор также используется перед ФСД при необходимости. В состав установки входят баки-мерники кислоты и щелочи и другое оборудование для регенерации и нейтрализации регенератов, так же как и в Вариантах 1 и 2.
Вариант 4 включает в себя Na-катионитовое умягчение (при необходимости), обратный осмос и дообессоливание методом электродеионизации. Умягчение исходной воды перед обратным осмосом обеспечивает ряд преимуществ в эксплуатации: меньшее осадкообразование, более высокую степень извлечения пермеата, более высокую удельную производительность мембран и возможность повысить рН исходной воды для снижения содержания CO2 в пермеате. Концентрат установок ЭДИ рециркулирует на вход ОО.
Вариант 5 аналогичен Варианту 4 с той лишь разницей, что стадия Na-катионирования проводится после обратного осмоса. Умягчение исходной воды перед ОО связано с большим расходом поваренной соли на регенерацию, если жесткость исходной воды сравнительно велика. В этих случаях, несмотря на более стабильную эксплуатацию установок обратного осмоса, умягчение пермеата может оказаться более экономически привлекательным, т.к. в данном случае снизится не только диаметр и стоимость Na-фильтров (из-за снижения производительности и увеличения скорости фильтрации), но и расход соли и стоков. В Варианте 5 для ингибирования осадкообразования на мембранах используется дозирование антискаланта, в случае, если это требуется исходя из содержания солей жесткости и/или кремнекислоты в исходной воде. При жесткости пермеата менее 0,02 мг-экв/л умягчение пермеата не требуется. Декарбонизатор также может быть добавлен в схему перед ЭДИ при необходимости.
В Варианте 6 рассмотрено использование двух ступеней обратного осмоса. Пермеат 1-й ступени ОО используется как исходная вода 2-й ступени. Щелочь может дозироваться между ступенями для преобра-зования СО2 в бикарбонат и снижения содержания углекислоты в пермеате 2-й ступени ОО. Дообессоливание проводится на установке ЭДИ. Данный вариант является более гибким при повышенном солесодержании исходной воды (до 10 г/л и выше).
Ограничения.
Разработанная технико-экономическая модель включает в себя все вышеперечисленные опции для любого анализа исходной воды. Важно понимать, что результаты применения модели не являются окончательным расчетом каждой стадии водоподготовки. Целью модели является помощь в определении наиболее привлекательного варианта технологии получения глубокообессоленной воды на основе расчета капитальных и эксплуатационных затрат. После выбора наиболее привлекательной(ных) технологии(ий) необходимы более тщательные расчеты каждой стадии технологического процесса и их взаимная увязка. По умолчанию использованы средние для промышленности значения параметров модели, эти значения могут изменяться в зависимости от местных цен, тарифов и других условий. Стоимость монтажных и пуско-наладочных работ рассчитывалась как процент от капитальных затрат на все оборудование. Для базового случая использовалось значение 40% для ионообменных вариантов и 25% для мембранных. Эти величины также могут меняться на каждом конкретном объекте.
Анализ исходной воды и данные Базового случая.
В таблице 1.1 представлены анализы воды, использованные для сравнения.
Таблица 1.1 – Анализ исходной воды (Случай 3 является базовым)
Концентрация (мг/л) 1 2 3 4 5
Са 7,5 15 30 45 45
Mg 2 4 8 12 12
Na 10 20 40 60 150
Cl 12,7 25,4 50,8 76,2 215,3
S04 10 20 40 60 60
HC03 25 50 100 150 150
SiQ2 5 10 10 10 10
pH (ед. pH) 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1
Солесодержание (мг/л) 72,2 144,4 278,8 413,2 642,3

Случай 1 представляет собой воду низкой минерализации (72 мг/л), что характерно для поверхностных водоисточников, имеющих горное и ледниковое происхождение. В случаях 2-5 солесодержание постепенно увеличивается до 642 мг/л, все эти случаи характерны для поверхностных и артезианских вод различных районов России и стран СНГ. Случай 3, по солесодержанию близкий к Московскому водопроводу, используется как базовый для изначального расчета. Остальные случаи используются для оценки влияния состава исходной воды на технико-экономические показатели модели. Значения основных параметров модели для базового случая приводятся в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Параметры модели для базового случая
Температура 20оС Доза реагентов на регенерацию
H2SO4 (мг/л) NaOH (мг/л)
Базовые цены H2SO4 (руб./кг 100%) 1,25 Прямоток 80,1 96,1
NaOH (руб./кг 100%) 20 Противоток 64,1 80,1
Исходная вода (руб./м3) 5 ФСД 128 128
Сточная вода (руб./м3) 5
Электроэнергия (руб./кВт..ч) 1,5
Топливо (руб./МВт-ч) 730 Давление насоса высокого давления (бар)
Пов. соль технич. (руб./кг) 1,25
Пов. соль таблет. (руб./кг) 10 Вариант 3
Вариант 4 16 + ЭДИ
Амортизация оборудования (лет) 20 Вариант 5 16
Ставка финансирования (% годовых) 10 Вариант 6 17,5 + 27 1-я/2-я ст. + ЭДИ

В дополнение к расчету капитальных и эксплуатационных затрат технико-экономическая модель позволяет вводить и учитывать дополнительные выгоды от использования мембранных методов водоподготовки. Эти выгоды варьируются от объекта к объекту и требуют отдельного подсчета. Значения выгод от использования мембранных технологий для базового случая при производительности 100 м3/ч приводятся в таблице 1.3. Данные расчетов по технико-экономической модели приводятся как с учетом дополнительных выгод, так и без него.
Использовались следующие значения производительности ВПУ по очищенной воде: 25, 55, 100, 250 и 600 м3/ч, которые характерны для большинства задач промышленной энергетики. Производительность 100 м3/ч использовалась как базовая для оценки влияния производительности на технико-экономические показатели модели.
На рисунке 1.2, а показаны капитальные затраты, включая затраты на монтаж, всех вариантов технологии обессоливания, перечисленных выше при производительности по обессоленной воде 100 м3/ч. Расчеты велись для базового случая (таблица 1.1) с учетом параметров, приведенных в таблице 1.2. Отдельно заслуживают рассмотрения дополнительные выгоды от использования мембранных технологий (см. таблицу 1.3), которые, если применимы, составляют большую экономию (особенно для случаев 4-6, в которых не требуется строительство реагентного хозяйства и соответствующих коммуникаций). На рисунке 1.2, б приведены годовые эксплуатационные затраты для этого же случая и условий. На этом рисунке выделена стоимость финансирования за счет заемных средств и дополнительные выгоды от применения мембранных технологий (затраты снижаются на величину этих выгод при их применимости).

Таблица 1.3 – Ожидаемые дополнительные выгоды от применения мембранных технологий (зависят от объекта и производительности)
Капитальные затраты – Дополнительные выгоды мембранных технологий тыс.руб.
Экономия на строительстве здания (меньше площадь и высота перекрытий)
Короче срок ввода в эксплуатацию
Снижение контроля надзорных органов
Экономия на строительстве коммуникаций (ж/д ветка, эстакады)
Экономия на строительстве реагентного хозяйства
ИТОГО 10000

1250
200
6250
2500
20200
Эксплуатационные затраты – Доп. выгоды мембранных технологий тыс.руб./год
Экономия на утилизации регенератов и чистящих средствах для катионита
Экономия на утилизации регенератов и чистящих средствах для анионита
Экономия на обслуживании системы нейтрализации стоков
Снижение риска проскока кремнекислоты, выше качество воды – экономия на ремонтах энергетического оборудования
(котлов, турбин)
Улучшение условий труда персонала (менее опасная технология)
Экономия на ремонтах ионообменного оборудования (арматура, насосы)
Снижение расходов на оплату труда (сокращение штата)
ИТОГО 750

675

150
375


125
350

1000
3425


Рисунок 1.2 – Затраты на новое строительство по Вариантам для Базового случая при производительности 100 м3/ч: а) капитальные затраты (руб.); б) эксплуатационные затраты (руб./год).

Рисунок 1.3, а показывает стоимость очищенной воды за 1 м3. Для базового случая с общим солесодержанием около 340 мг/л варианты с использованием мембранной технологии (3-6) дают более низкую стоимость воды, чем ионообменные варианты 1 и 2. Вариант 3 (ОО+ФСД) демонстрирует самую низкую стоимость, немного опережая Вариант 5 (ЭДИ-Na-ОО). Однако при применимости дополнительных выгод картина несколько меняется, и наиболее выгодными становятся Варианты 4 и 5. Эти выгоды позволяют снизить стоимость воды по Вариантам 4-6 примерно на 3,5 руб./м3, а для Варианта 3 – на 1,7 руб./м3.
На рисунке 1.3, б показана разбивка стоимости обессоленной воды по различным статьям расходов. Эти статьи включают в себя стоимость воды (исходной и сточной), реагентов (кислоты и щелочи для регенерации смол и нейтрализации стоков, соли для регенерации Na-катионитовых фильтров, антискаланта и бисульфита для защиты мембран, чистящих средств для смол и мембран – в зависимости от технологии), а также стоимость электроэнергии на приводах насосов и воздуходувок (в декарбонизаторах) и стоимость запасных частей (мембран, ячеек ЭДИ, фильтроэлементов, смол). Дополнительные выгоды не учитываются в данном случае и далее по тексту.


Рисунок 1.3 – Стоимость очищенной воды по Вариантам для Базового случая (руб./м3) при производительности 100 м3/ч: а) с выделением дополнительных выгод; б) с разбивкой по статьям расходов.

Как видно из диаграммы на рисунке 1.3, б стоимость воды (исходной и сточной) оказывает большее влияние на мембранные схемы, так как для них характерны меньшие значения степени извлечения очищенной воды. Вклад реагентов в общую стоимость очищенной воды, естественно, более велик для ионообменных схем (затраты на регенерацию), а расходы на электроэнергию (насосы, выпрямители) и запасные части (мембраны, фильтры) выше для мембранных схем.
Рисунок 1.4 иллюстрирует зависимость капитальных и эксплуатационных затрат и стоимости очищенной воды от производительности установок. Приведенные к 1 м3/ч капитальные затраты снижаются при увеличении производительности, как показано на рисунке 1.4, а. Особенно это заметно для ионообменных схем (Варианты 1-2). Причина этого заключается в том, что стоимость вспомогательного оборудования ионообменных установок (системы регенерации, клапанов, автоматики) не сильно зависит от производительности по очищенной воде, а приведенная стоимость корпусов фильтров сильно снижается с увеличением диаметра.
Для мембранных схем (Варианты 3-6) зависимость капитальных затрат от производительности слабее, промежуточное положение занимает Вариант 3 с использованием как мембранных (ОО), так и ионнообменных (ФСД) технологий. Следует отметить, что при увеличении производительности выше 250 м3/ч капитальные затраты на мембранные и ионообменные схемы сравниваются.
Эксплуатационные затраты в зависимости от производительности приводятся на рисунке 1.4, б. Как видно из графика, зависимость практически отсутствует. Эксплуатационные затраты на ионообменные технологии выше таковых для мембранных схем, за исключением Варианта 6 (ОО+ОО+ФСД), который приближается к Варианту 2 (противоток+ФСД).
Рисунок 1.4, в иллюстрирует влияние производительности на стоимость очищенной воды, включая финансирование, капитальные и эксплуатационные затраты. Как видно из этих графиков наибольшее влияние производительности на стоимость воды характерно для ионообменных схем, мембранные же схемы во всех случаях позволяют получить более дешевую воду. При большой производительности схема ОО+ФСД (Вариант 3) становится наиболее выгодной.
Влияние солесодержания на стоимость очищенной воды для различных вариантов и производительностей проиллюстрировано графиками на рис.5. Как известно, для технологий ионного обмена количество реагентов для регенерации, вносящих существенный вклад в эксплуатационные расходы, сильно зависит от солесодержания исходной воды. Чем больше эквивалентов солей содержится в исходной воде – тем больше требуется потратить эквивалентов кислоты и щелочи для регенерации смол. Для мембранной технологии сильной зависимости эксплуатационных затрат от исходного солесодержания воды нет. При повышении солесодержания увеличивается осмотическое давление и требуется поднять рабочее давление насоса, что приводит к большему расходу электроэнергии. Также при высокой жесткости и щелочности, содержании сульфатов требуется увеличение дозы антискаланта и частоты промывки мембран. Однако, по сравнению с необходимыми увеличениями доз реагентов в ионообменной технологии для мембранных вариантов увеличение эксплуатационных затрат существенно меньше, что и продемонстрировано в результате расчета по разработанной технико-экономической модели.

Рисунок 1.4 – Затраты на новое строительство и стоимость воды по Вариантам для Базового случая в зависимости от производительности: а) капитальные затраты (тыс. руб./м3/ч); б) эксплуатационные затраты (тыс. руб./м3); в) стоимость очищенной воды (руб./м3).


Рисунок 1.5 – Стоимость очищенной воды (руб./м3) в зависимости от исходного солесодержания для ВПУ различной производительности:
а) 25 м3/ч; б) 100 м3/ч; в) 250 м3/ч; г) 600 м3/ч.

Соотношения стоимостей очищенной воды по различным вариантам в зависимости от солесодержания, полученные в результате расчета, отличаются для различных производительностей ВПУ. Так для производительности 25 м3/ч (рисунок 1.5, а) все рассмотренные мембранные технологии выгоднее ионообменных во всем диапазоне солесодержаний (от 75 до 645 мг/л и выше), стоимость очищенной воды составляет около 20 руб./м3. Причем наиболее низкая стоимость очищенной воды характерна для Вариантов 4 и 5, где технологии обратного осмоса и электродеионизации дополнены Na-катионированием. Следует также отметить, что для данной производительности полностью безреагентная схема с двухступенчантым обратным осмосом и ЭДИ (Вариант 6) выгоднее схемы ОО+ФСД (Вариант 3), так как для последней значительно выше капитальные затраты.
С дальнейшим увеличением производительности ионообменные схемы становятся выгоднее мембранных при низких исходных солесодержаниях. Причем для низкоминерализованных вод по мере увеличения производительности растет предпочтительность ионообменных и комбинированных (ОО+ФСД) схем по сравнению с полностью мембранными. Однако для вод с минерализацией более 280 мг/л все предложенные мембранные варианты выгоднее чисто ионообменных во всем рассмотренном диапазоне производительностей.
Как видно из рисунка 1.5, б, для производительности 100 м3/ч прямоточная и противоточная ионообменные технологии с ФСД для дообессоливания выгоднее полностью мембранной схемы (ОО+ОО+ЭДИ) при солесодержании до 130 мг/л и 180 мг/л, соответственно. Данные границы обозначены на рисунке 1.5, б и на последующих стрелками. При этом схемы с комбинированием ОО, ЭДИ и ионного обмена (Варианты 3-5) выгоднее для всех исследованных солесодержаний. В целом для такой производительности мембранные технологии однозначно выгоднее и надлежит лишь подобрать оптимальную с точки зрения экономики конфигурацию установок ОО, ЭДИ и, возможно, ФСД (при более высоких солесодержаниях). Стоимость очищенной воды для такой производительности ВПУ составляет 13-16 руб./м3.
Для производительности 250 м3/ч в области очень низких солесодержаний (менее 75 мг/л для прямотока и менее 100 мг/л для противотока) ионообменные технологии выгоднее всех мембранных (рисунок 1.5, в). Далее, по мере увеличения солесодержания, увеличивается предпочтительность мембранных технологий. Так, Вариант 2 (противоток+ФСД) становится менее выгоден, чем Вариант 3 (ОО+ФСД) при исходном солесодержании 115 мг/л; чем Вариант 5 (ОО+Na+ЭДИ) при 145 мг/л; и чем Вариант 6 (ОО+ОО+ЭДИ) при 235 мг/л. При этом стоимость очищенной воды по наиболее выгодным Вариантам не превышает 15 руб./м3. Стоимость обработки воды по Варианту 1 (прямоток + ФСД) выше, чем по Варианту 2 (противоток+ФСД) на 1-3 руб./м3 во всем исследованном интервале. Следует также отметить, что при производительности ВПУ 250 м3/ч и солесодержании выше 200 мг/л наиболее выгодной становится схема ОО+ФСД (Вариант 3).
При производительности ВПУ 600 м3/ч продолжается тенденция к увеличению предпочтительности ионообменных технологий для обессоливания низкоминерализованных вод. Так, Вариант 2 является наиболее выгодным при солесодержании менее 120 мг/л, но уступает Вариантам 3 и 4 при большем солесодержании, а при прохождении графика на Рис. 5г рубежей 160 и 270 мг/л, – становится менее выгодным, чем мембранные Варианты 5 и 6. Для такой высокой производительности стоимость очищенной воды, полученной наиболее выгодными методами, не превышает 13 руб./м3, а схема ОО+ФСД (Вариант 3) является самой выгодной при солесодержании выше 160 мг/л.
Влияние прочих факторов.
Отдельно следует отметить, что на выбор той или иной технологии водоподготовки влияют следующие факторы: стоимость реагентов для регенерации ионообменных фильтров (особенно щелочи), включая расходы на транспортировку; стоимость электроэнергии; стоимость исходной воды и плата за сброс сточных вод, а также правильный подбор мембран. Все эти факторы необходимо учитывать при работе над конкретным проектом строительства или реконструкции ВПУ. Более подробно эти факторы рассмотрены в работе [20].
Так, увеличение стоимости щелочи и платежей за сброс высокоминерализованных сточных вод (или необходимость их разбавления в 10-15 раз перед сбросом) увеличивает предпочтительность мембранных схем, а увеличение стоимости электроэнергии и исходной воды повышает выгодность ионообменных схем, особенно для низкоминерализованных вод. Правильный выбор мембран, например использование низконапорных мембран в схемах с двухступенчатым обратным осмосом и высокоселективных для схем ОО+ЭДИ, позволяют оптимизировать как капитальные, так и эксплуатационные затраты. Таким образом, при сравнении всех возможных технологий и выборе наиболее выгодной необходимо предоставить производителям оборудования не только подробные данные анализов исходной воды (желательно за 3-5 лет) и требуемую производительность, т.е. необходимый минимум, но и дополнительные данные. Эти данные, приведенные в левой части таблицы 1.2, влияют не столько на капитальные затраты, сколько на эксплуатационные, и могут, в конечном счете, внести весомый вклад в себестоимость очищенной воды.


2 ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК, СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И
УСТРОЙСТВ ПО ВОДОПОДГОТОВКЕ

Таблица 2.1 – Перечень просмотренных источников патентной документации
Страна Индекс МПК (международная патентная классификация) Период, за который просмотрена патентная документация Наименование источника патентной документации
(по ГОСТ 7.1-2003)
1 2 3 4
Россия C02F1/44, ?
B01D61/08
2009-2013гг. Установка для умягчения воды обратным осмосом [Текст] : пат. 2494971 Рос.
Федерация : МПК
C02F1/44, B01D61/08 / Фёлькер Манфред;
заявитель и патентообладатель Фёлькер Манфред. – № 2011135436/05; заявл. 25.08.2011; опубл. 10.10.2013,
Бюл. № 28
C02F1/44, ?
B01D61/08
2009-2013 гг Опреснительная установка обратного осмоса и ее модуль [Текст] : пат. 2446110 Рос. Федерация : МПК C02F1/44, B01D61/08 / Фомин В. Ф.; заявитель и патентообладатель Фомин В. Ф. – № 2009148103/05, заявл. 27.10.2009; опубл. 27.03.2012, Бюл. № 9
Россия C02F 1/42, G05D 21/02, B01J 49/00 2008-2013 гг. Способ работы установки умягчения воды с двумя калибровочными
характеристиками и соответствующая установка умягчения воды [Текст] : пат. 2478579 Рос. Федерация : МПК C02F


Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4
1/42, G05D 21/02, B01J 49/00 / Зекник Р., Найдхардт К., Хауг А. и др.; заявитель и патентообладатель ЮДО Вассерауфберайтунг ГМБХ – № 2010127855/04, заявл. 04.12.2008; опубл. 10.04.2013, Бюл. № 10
C02F 1/42,
B01J 47/10,
C02F 103/04 2007-2012 гг. Способ и устройство для деминерализации воды [Текст] : пат. 2449951 Рос.
Федерация : МПК C02F 1/42, B01J 47/10, C02F 103/04 / Брингс Б., Подсцун В.; заявитель и патентообладатель ЛЕНКСЕСС Дойчланд ГмбХ – № 2007107472/05, заявл. 28.02.2007; опубл. 10.05.2012, Бюл. № 13
C02F 1/42,
B01J 47/04, B01J 49/02, C02F 103/04 2010-2012 гг. Способ и устройство для доочистки воды при ее глубокой деминерализации [Текст] : пат. 2447026 Рос. Федерация : МПК C02F 1/42, B01J 47/04, B01J 49/02, C02F 103/04 / Балаев И. С., Яковенко О. Б.,
Ерофеев А. В.; заявитель и патентообладатель Балаев И. С. – № 2010123838/05, заявл. 11.06.2010; опубл. 10.04.2012, Бюл. № 10
Россия C02F1/42, B01J47/0, C02F103/04 2009-2013 гг Способ глубокого обессоливания воды [Текст] : пат. 2411189 Рос. Федерация : МПК C02F1/42, B01J47/0, C02F103/04 / Поворов А. А., Корнилова Н. В., Платонов К. Н;
?
Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4
заявитель и патентообладатель ЗАО «Баромембранная технология» – № 2009120651/05, заявл. 02.06.2009; опубл. 10.02.2011, Бюл. № 3
Россия C02F1/42, B01J47/0, C02F103/04 2008-2012 гг. Композиция фильтрующих материалов, установка и способ для глубокой очистки воды от солей жесткости [Текст] : пат. 2462290 Рос. Федерация : МПК C02F1/42, B01J47/0, C02F103/04 / Митченко Т. Е., Митченко А. А., Козлов П. В. и др.; заявитель и патентообладатель Митченко Т. Е. – № 2008112939/05, заявл. 03.04.2008; опубл. 27.09.2012, Бюл. № 27
Россия C02F1/469 2003-2004 гг Способ обессоливания воды [Текст] : пат. 2230037 Рос. Федерация : МПК C02F1/469 / Пилат Б.В.; заявитель и патентообладатель ООО «ЭЙКОСЪ» – № 2003101117/15, заявл. 16.01.2003; опубл. 10.06.2004
Россия C02F1/469, B01D61/44 2003-2004 гг. Способ обессоливания воды в электродиализаторе [Текст]: пат. 2230036 Рос. Федерация : МПК C02F1/469, B01D61/44 / Пилат Б.В.; заявитель и патентообладатель ООО «ЭЙКОСЪ» – № 2003101116/15, заявл. 16.01.2003; опубл. 20.06.2004
?
Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4
Россия C02F1/469, B01D61/42 1998-2000 гг Способ обессоливания воды [Текст]: пат. 2151743 Рос. Федерация : МПК C02F1/469, B01D61/42 / Фомичев В.Т., Вурдова Н.Г.; заявитель и патентообладатель Волгоградская государственная архитектурно-строительная академия – № 98103842/12, заявл. 03.03.1998; опубл. 27.06.2000
Россия C02F1/42, C02F1/46 2008-2009 гг. Способ обессоливания воды [Текст] : пат. 2361819 Рос. Федерация : МПК C02F1/42, B01J47/0, C02F103/04 / Бикбулатов И. Х., Быковский Н. А., Кантор Е. А.; заявитель и патентообладатель ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» – № 2008109502/15, заявл. 12.03.2008; опубл. 20.07.2009, Бюл. № 20
Россия C02F1/42, C02F1/46 2008-2009 гг. Способ обессоливания воды [Текст] : пат. 2361819 Рос. Федерация : МПК C02F1/42, B01J47/0, C02F103/04 / Бикбулатов И. Х., Быковский Н. А., Кантор Е. А.; заявитель и патентообладатель ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» – № 2008109502/15, заявл. 12.03.2008; опубл. 20.07.2009, Бюл. № 20
?
Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4
Россия B01D61/50 2003-2004 гг. Электродиализатор [Текст] : пат. 2361819 Рос. Федерация : МПК B01D61/50 / Пилат Б.В.; заявитель и патентообладатель ООО «ЭЙКОСЪ» – – № 2003102224/15, заявл. 28.01.2003; опубл. 20.03.2004

Таблица 2.2 – Перечень отобранных в процессе поиска аналогов
Страна Индекс МПК Номер заявки Название изобретения Дата публикации
Россия C02F1/44, ?
B01D61/08
2446110 Опреснительная установка обратного осмоса и ее модуль 27.03.2012
Россия C02F1/42, C02F1/46 2361819 Способ обессоливания воды 20.07.2009
?
3 РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТАНОВКИ ПО УМЯГЧЕНИЮ ВОДЫ УЛЬТРАФИЛЬТРАЦИЕЙ, ОБРАТНЫМ ОСМОСОМ

Технологическая схема по подготовке воды для котельной включает в себя следующие стадии:
1 Предварительное осветление, на двухслойных фильтрах;
2 Узел обессоливания, включающий предварительную фильтрацию, установку обратного осмоса, декарбонизатор;
3 Узел доочистки, который представлен фильтрами смешанного типа.
В технологической схеме более подробно и рассчитаем узел обратного осмоса.
Технологическая схема установки представлена на рисунке 3.1.


Рисунок 3.1 – Технологическая схема установки с применением обратного осмоса: 1 – емкость для исходного раствора; 2 – насос низкого давления; 3 – фильтр; 4 – насос высокого давления; 5 – аппараты обратного осмоса


3.1 Расчет рабочей поверхности мембран

Процесс концентрирования разбавленных растворов обратным осмосом гораздо практичнее выпаривания. Но при концентрации растворенных веществ 0,2-0,4 моль/л воды, параметрические характеристики обратного осмоса значительно снижаются: наблюдается уменьшение удельной производительности мембран и постепенно снижается их селективность, которая для разбавленных растворов (при концентрациях не менее 2-10-4 моль/л) остается примерно постоянной. Возникновения таких ситуаций способствует увеличению необходимой поверхности мембран и снижает качества пермеата, а это напрямую влияет на экономические показатели обратного осмоса. Основываясь на этом в расчетах будем использовать концентрацию 0,3 моль/л воды в качестве конечной для ступени обратного осмоса.
Определяем, что выбранное значение соответствует концентрации 5 % (масс.). Устанавливаем, что в аппаратах обратного осмоса, раствор концентрируется от начальной концентрации % (масс.) до конечной (масс.). Степень концентрирования:

.

При увеличении перепада рабочего давления через мембрану увеличивается движущая сила обратного осмоса и повышается удельная производительность мембран. Но при условиях, когда высокие давления полимерные мембраны находятся под воздействием уплотнения, которое находится в зависимости от значений создаваемых давлений и структуры мембраны. Совокупность данных процессов может способствовать нейтрализации эффекта, который связан с увеличением движущей силы. Анализ применимости обратного осмоса позволил установить, что при длительной эксплуатации оптимальный перепад давления для полимерных плоских мембран составляет 5-6 МПа, а для мембран в виде полых волокон – 2-3 МПа.
Выбираем , МПа.
Выбор мембраны необходимо производить следуя следующим требованиям, а именно, выбирать мембрану, характеризующаяся максимальной удельной производительностью при селективности, которая обеспечит соблюдения требований к качеству пермеата (соответствие санитарным нормам или нормам на техническую воду, допустимым потерям растворенного вещества и т. п.) и обладающая повышенной химической стойкостью по отношению к разделяемому раствору.
Практическое распространение при работе в нейтральных растворах получили ацетатцеллюлозные мембраны, характеризующиеся значительными разделительными свойствами, хотя относительно химической стойкости в щелочных и сильнокислых средах данный вид мембран не отличается положительными качествами (рабочий диапазон 3В первую очередь произведем подбор мембраны по истинной селективности , а далее необходимо уже переходить к наблюдаемой, учитывая при этом концентрационную поляризацию в реальных мембранных аппаратах [1-10]. Истинная селективность определяется из выражения:

,

а наблюдаемая, следовательно:

,

где , и - концентрация соли в произвольном сечении аппарата соответственно в объеме разделяемого раствора, в пермеате и у поверхности мембраны со стороны разделяемого раствора).
Истинную селективность мембран по отношению к сильным электролитам определяем из выражения:

,

где и – константы для данной мембраны при определенных давлении и температуре;
- среднее геометрическое значение теплот гидратации ионов, образующих соль;
- валентность иона с меньшей теплотой гидратации.
Формула с высокой точностью применима в диапазоне концентраций от 2·10-4 до 2·10-1 моль/л и приближенно - до концентрации 4·10-1 моль/л.
Опишем более подробно характеристики ацетатцеллюлозных мембран для обратного осмоса, которые выпускаются на территории России (характеристики установлены при перепаде рабочего давления через мембрану МПа и рабочей температуре t=25 ?С, что соответствует выбранным нами рабочим параметрам; в качестве удельной производительности по воде указаны средние значения за длительный период эксплуатации; значения констант а и отвечают размерности в кДж/моль). В таблице 3.1 содержаться основные характеристики ацетатцеллюлозных мембран для обратного осмоса.
В данном конкретном случае кДж/моль, кДж/моль, . Из этого следует:

кДж/моль.
Таблица 3.1 – Представлены характеристики ацетатцеллюлозных мембран для обратного осмоса
Марка мембраны Удельная производительность по воде ,
Константы уравнения

МГА-100 1,4 6,70 3,215
МГА-95 2,3 3,47 1,844
МГА-90 3,0 2,67 1,420
МГА-80 4,9 1,00 0,625

Определи истинную селективность для мембраны МГА-100:

.
.
Пользуясь описанной методикой рассчитаем истинную селективность для остальных мембран (см. таблицу 3.2).

Таблица 3.2 – Истинная селективность для остальных мембран
Мембрана МГА-100 МГА-95 МГА-90 МГА-80

0,933 0,977 0,945 0,814

Определим, что в первом приближении исследуемая селективность будет равняться истинной, рассчитаем среднюю концентрацию растворенного вещества в пермеате из выражения:

.


В первую очередь рассчитаем данные параметры для наиболее практичной мембраны МГА-80:

.

Расход пермеата определи из выражения:

,

где – расход исходного раствора.
Следовательно,

кг/с.

Расход соли с исходным раствором:

кг/с.

Потери соли с пермеатом:

кг/с.

что в процентах от количества, содержащегося в исходном растворе, составит: 0,012·100/0,05=24,0%
Полученное значение больше допустимого (10 %), следовательно, произведем расчет для МГА-90 по ее удельной производительности:

.
кг/с.
кг/с.

что в процентах от количества, содержащегося в исходном растворе, составит: 0,0045·100/0,05=9%
Определенное значение находится в пределах допустимых значений, что позволяет остановится в процессе будущих расчетах на мембране МГА-90, которая характеризуется, следующими параметрами: селективностью по и удельной производительностью по воде
Произведем приближенный расчет поверхности мембраны.
Удельная производительность мембран при разделении обратным осмосом водных растворов электролитов выражается следующим образом:

,

где - перепад рабочего давления через мембрану;
- осмотическое давление в объеме разделяемого раствора;
- удельная производительность по воде.
Построим графическую зависимость осмотического давления от концентрации (рисунок 3.2).
На основании полученного графика определим значения МПа; МПа.


Удельная производительность на входе разделяемого раствора в аппараты обратного осмоса определяется из выражения:

.

Удельная производительность на выходе из аппарата обратного осмоса определяется из выражения:

.

На первом приближении устанавливаем, что средняя удельная производительность мембраны определяется из выражения, которая представляет собой среднюю арифметическую величину:




Рисунок 3.2 – Зависимость осмотического давления водного раствора от его концентрации при температуре


В этом случае рабочая поверхность мембран будет равняться:




3.2 Выбор аппарата и определение его характеристик

Наибольшее распространение в области мембранных аппаратов получили аппараты с рулонными (спиральными) фильтрующими элементами, с плоскокамерными фильтрующими элементами (типа «фильтр-пресс»), с трубчатыми фильтрующими элементами, с мембранами в виде полых волокон. В случаях больших расходных характеристик рекомендуется применять аппараты первого или четвертого типа, так как они имеют главную положительную характеристику – компактность, вследствие высокой удельной поверхности мембран.
Изучив существующие отечественные аппараты, остановим свой выбор на аппарате рулонного типа. Если рассмотреть существующие аппараты данного типа, то наиболее перспективными среди них те, у которых каждый модуль включает в себя несколько совместно навитых рулонных фильтрующих элементов (РФЭ). Выбранная конструкция может позволить уменьшить гидравлическое сопротивление дренажа потоку пермеата вследствие того, что путь, который проходит пермеатом в дренаже, обратно пропорционален числу навитых РФЭ.
Выберем аппарат с РФЭ типа ЭРО-Э-6,5/900, выпускаемый серийно отечественной промышленностью.
Основные характеристики аппарата ЭРО-6,5,900 приведены ниже:
Длина рулонного модуля lм, м 0,90
Длина пакета lп, м 0,95
Ширина пакета bп, м 0,83
Высота напорного канала равная толщине сетки сепаратора ?с, м 5?10-4
Толщина дренажной сетки ?д, м 3?10-4
Толщина подложки ?1, м 1?10-4
Толщина мембраны ?2, м 1?10-4
Число элементов в модуле nэ 5
Материал корпуса Сталь Х18Н10Т
Диаметр корпуса , мм 130?5
Толщина крышки, м 2,5?10-2
Диаметр крышки, м 0,108

Рассчитаем основные параметры аппарата, которые будут использованы для дальнейших расчетов.
Поверхность мембран в одном элементе вычисляется из выражения . Необходимо учесть, что часть этой поверхности будет использована для склеивания пакетов (примерно на длине 0,05 м) и не будет участвовать в процессе обратного осмоса, рабочую поверхность мембран в одном элементе определим из выражения:

.

Рабочая поверхность мембран в одном модуле определяется из выражения:

.

Определим, что аппарат будет состоять из двух модулей. Исходя из этого рабочая поверхность мембран в аппарате будет выражена:

.

Сечение аппаратов, в котором будет премещаться разделяемый раствор:

.

Общее число аппаратов в мембранной установке;

n=F/Fа =1774/13=136 шт.


3.3 Секционирование аппаратов в установке

Выполним секционирование аппаратов в установке, а именно выразим число последовательно соединенных секций, в каждой из которых разделяемый раствор подается одновременно (параллельно) во все аппараты.
Необходимость секционирования требуется для того, чтобы при параллельном соединении всех аппаратов компенсировать отрицательное воздействие концентрационной поляризации, а при последовательном соединении снизить гидравлическое сопротивление потоку разделяемого раствора.
Для модулей ЭРО-Э-6,5/900 в результате экспериментальных исслкедований установлено, что оптимальный расход составляет 1000 л/ч (0,278 кг/с).
Тогда число аппаратов в первой секции можно найти, разделив расход исходного раствора на значение оптимального расхода для каждого аппарата:

.


Найдем значение , соответствующее данному значению :

.

где - расход пермеата;
- расход исходного раствора.

.

Далее определим число аппаратов в последующих секциях:


n2 =17/1,1112=13,8=14
n3 =17/1,1113=12,4=12
n4 =17/1,1114=11,1=11
n5 =17/1,1115=10,0
n6 =17/1,1116=9,0
n7 =17/1,1117=8,1=8
n8 =17/1,1118=7,3=7
n9=17/1,1119=6,6=6
n10=17/1,11110=5,9=6
n11 =17/1,11111=5,3=5
n12=17/1,11112=4,8=5
n13=17/1,11113=4,3=4
n14=17/1,11114=3,8=4.


Суммируя число аппаратов, определяем следующее:


.

т. е. в случае 13 секций недостает одного аппарата до общего числа 100, а в случае 14 секций количество аппаратов больше на 3. Ограничимся 13 секциями, добавив по два аппарата к первым двум секциям (таблица 3.2).

Таблица 3.2 – Секции в аппарате
Секция 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Число аппаратов в секции 14 12 11 10 9 8 7 6 6 5 5 4 4

Осуществим расчет наблюдаемой селективности.
Наблюдаемую селективность рассчитываем по формуле:

,

где - скорость движения раствора по направлению к мембране, вызванного отводом пермеата;
- коэффициент массоотдачи.
Проведем расчеты при средних значениях рабочих параметров установки.
Средняя удельная производительность ; средняя концентрация:

% (масс.).

Средняя линейная скорость движения разделяемого раствора в каналах мембранных аппаратов:



где - расход концентрата.
Подставив значения получим:

м/с

Определим режим течения раствора.
Эквивалентный диаметр кольцевого канала:

м

Критерий Рейнольдса:



Таким образом, в аппаратах ламинарный режим течения разделяемого раствора.
Для нахождения среднего по длине канала значения в случае ламинарного потока в щелевых и кольцевых каналах можно использовать критериальное уравнение:



где - диффузионный критерий Прандтля;
- длина канала, равная ширине пакета.
Подставив численные значения, получим:




Коэффициент массоотдачи:

м/с

Поперечный поток:

м/с

Теперь рассчитаем наблюдаемую селективность:



откуда

Проверим пригодность выбранной мембраны. Для этого определим концентрацию соли в пермеате, используя полученное значение наблюдаемой селективности:

кг соли/кг раствора.

Найдем расход пермеата:

кг/с

Потери соли с пермеатом:

кг/с

что в процентах от исходного содержания составляет

0,004·100/0,04=10,0%

Это значение допустимого (10 %), поэтому нет необходимости перехода к более селективным мембранам.

3.4 Уточненный расчет поверхности мембран

Рассчитаем удельную производительность мембран с учетом осмотического давления раствора у поверхности мембраны и пермеата. Необходимые для расчета концентрации и найдем следующим путем. Согласно определению:

,

где , и - концентрация соли в произвольном сечении аппарата соответственно в объеме разделяемого раствора, в пермеате и у поверхности мембраны со стороны разделяемого раствора
Отсюда для каждого поперечного сечения можно выразить:

,
.

Рассмотрим два крайних сечения.
Сечение на входе в аппараты первой секции:

X2H=(1-?)•X1H=(1-0,938)·0,01=0,00062 кг соли/кг раствора,
X3H= X2H/(1-?H)=0,00062/(1-0,945)=0,012 кг соли/кг раствора

По графику (см. рис. 3.2) находим:

?3H=0,6 МПа
?2H=0,03 МПа.


Сечение на выходе из аппаратов последней секции определим из выражения:

кг

?3K=3,0МПа,
?2K=0,15МПа.
.

Удельную производительность выразим с помощью функции, зависящей от концентрации раствора по уравнению:

,

где - константа для данной системы.
Определим значение для крайних сечений:

,
.

Разница между полученными значениями, выраженная в процентах, составляет:

(ck-cH)100/cH=(0,0403-0,04)·100/0,0403=0,7%.

Это расхождение невелико, поэтому уравнение для нахождения удельной производительности применимо ко всей установке при использовании среднеарифметического значения :

c=(ck+cH)/2=(0,0403+0,04)/2=0,0401

Следовательно удельная производительность G=0,003-0,0401·х1.


Рабочую поверхность мембран можно выразить в выражении :




Расхождение со значением, полученным в первом приближении, составляет:

(1774-1659)·100/1659=6,93 %

Полученная разница не превышает 10 %, поэтому перерасчета не выполняем.

3.5 Расчет гидравлического сопротивления

Развиваемое насосом давление рассчитывается с помощью выражения:

,

где - перепад давления через мембрану;
- гидравлическое сопротивление при течении жидкости в каналах аппарата;
- гидравлическое сопротивление дренажного слоя.

Рассчитаем :

,

где - гидравлическое сопротивление полых каналов;
- коэффициент, зависящий от вида сепарирующей сетки. Обычно . Для рассматриваемых рулонных модулей по экспериментальным данным .
Раствор течет от первой до последней секции в каналах кольцевого сечения вдоль оси аппаратов. Общая длина канала равна произведению числа секций, числа модулей в аппарате и длины пути в модуле, равной ширине мембранного пакета: м.
Значение выражают:

.

При ламинарном режиме течения в кольцевых и щелевых каналах . Следовательно:


Па
Па.

Рассчитаем :
,

где - коэффициент, зависящий от вида дренажного материала. Обычно .
Эквивалентный диаметр ( в перерасчете на полный канал) равен:

м.


Па.

Примем . Тогда Па
Определим давление, которое должен развивать насос:

Па.

Напор насоса (при плотности исходного раствора ):

м.

В результате полученных расчетов была выбрана ацетатцеллюлозная мембрана МГА-90, имеющую селективность по ?н =0,945 и удельную производительность по воде
Также был выбран аппарат с РФЭ типа ЭРО-Э-6,5/900, выпускаемый серийно отечественной промышленностью.
В результате расчетов были получены следующие данные: рабочая поверхность мембран F=1774м2, наблюдаемая селективность ?н=0,938, гидравлическое сопротивление при течении жидкости в канале аппарата ?pа=745000Па, гидравлическое сопротивление дренажного слоя ?pд=86100 Па, гидравлическое сопротивление полых каналов ?pпк=149000Па, Развиваемое наосом давление ?pн=6,57•106Па, напор насоса Н=667 м.


4 СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Отопительно-производственная котельная ООО СК"Северо-Западный трубный завод" г.Санкт-Петербург предназначена для отпуска тепла на отопление и производство, находящуюся за пределами котельной для теплоснабжения централизованных систем горячего водоснабжения. Теплоносителем для систем отопления и вентиляции является вода с температурой плюс 150-70оС. Система теплоснабжения закрытая. Источник водоснабжения – водопроводная вода питьевого качества. Питание котлов осуществляется умягченной водой, прошедшей двух ступенчатое умягчение в Na-катионитных фильтрах.
Выработанный в котлах насыщенный пар с избыточным давлением Р1 = 1,3 МПа поступает на общую паровую магистраль, откуда он поступает в редукционный клапан (РК), в котором снижается давление пара до Р2 = 0,6 МПа. После редуцирования пар в основном подается на блок сетевых подогревателей, состоящего из 4-х пароводяных подогревателей типа ПП1-32-7-IV Fн=32 м2, мазутное хозяйство и на собственные нужды котельной. Конденсат от пароводяных подогревателей, установленных в котельной, подается прямо в деаэратор с температурой 80оС. Сетевая вода в сеть подается сетевыми насосами. Регулирование сетевой воды производиться качественное в зависимости от температуры наружного воздуха. Подпитка сетевой воды производиться из деаэратора питательной воды.
Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.
Насос сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20-30оС в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированой воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.
Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода вследствие снижения давления частично испаряется. В котельных с паровыми котлами независимо от тепловой схемы использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер).
Деаэрированная вода с температурой около 104 оС питательным насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70оС перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них.
Предусматривается учет расхода пара от каждого из существующих котлов посредством установки камерных диафрагм, а также установка теплосчетчиков для измерения и коммерческого учёта количества тепла, отпускаемого из котельной на отопление микрорайона и в существующую бойлерную.
При решении вопроса о выборе района строительства не обходимо учитывать следующие условия:
- Наличие удобного места строительства зданий и сооружений;
- Природные, топографические, гидрогеологические и метеорологичес- кие условия;
- Наличие сырья;
- Наличие железных и автомобильных дорог, а так же водных путей сообщения;
- Наличие в районе строительства рабочей силы и жилого фонда;
- Наличие рынка сбыта;
- Энергетические ресурсы завода.
Строительная климатология определяет прикладные характеристики климата, необходимые для проектирования, строительства, эксплуатацию здантй и сооружений.
При проектировании принимают расчетные температуры наружного воздуха по строительным нормам и правилам – [20,21].
Ветер – движение воздуха, вызванное перепадом атмосферного давления, характеризуется скоростью и направлением, является одним из определяющих параметров климата территорий застройки и учитывается при проектировании генеральных планов, районной пласировки и производственных объектов. Ветровой напор создает дополнительные статические загрузки на строительные конструкции, увеличивает теплопотери зданий, перераспределяют снеговые, пылевые отложения на территориях настройки и на кровлях зданий.
В процессе проектирования удобно пользоваться «розой ветров» –графическим изображением характеристик ветра, на котором приводяться данные о повторяемости и скорости ветра за тот или иной период на данной местности (см. рисунок 4.1).
Генеральный план – это важная составная часть проекта промышленного комплекса, будь то одно предприятие или группа предприятий. Генеральный план – это комплексное решение вопросов пласировки, застройки и благоустройство промышленных предприятий.
При составлении генерального плана предприятий в основу должен быть положен принцип четкого зонирования территории предприятий по функциональному назначению, унификации элементов генерального Плана (кварталов, дорог, сооружений для коммуникаций и т.п.). Планировку территорий обычно производят по блочной системе. Блок состоит из 2-3 кварталов. Размеры блока определяют, учитывая условия технологического процесса [21].


Рисунок 4.1 – Пример построения розы повторяемости и силы ветров

Вид внутризаводского транспорта следует выбирать с учетом величины грузооборота отдельного цеха или группы цехов. При грузообороте до 100 тыс. Т нужно отдавать предпочтение колесному транспорту.
Железнодорожный транспорт для внешних перевозок предусматривают в случае общего грузооборота не менее 10 условных вагонов в сутки. Автомобильные дороги проектируются в расчете на полную мощность предприятий; для авто дорого рекомендуется применять цементно бетонное покрытие.
В химической промышленности одноэтажные здания сооружают главным образом для производства с горизонтальным технологическим процессом: синтетических и искусственных волокон, шин и резинотехнических изделий, пластических масс, складские помещения.
В одноэтажных многопролетных зданиях легче решать вопросы блокировки основных и вспомогательных цехов, внутрицехового транспорта, бытового обслуживания работающих.
Производственная зона играет существенную роль в формировании структуры генерального Плана предприятия вследствие того, что площадь, занимаемая ею, колеблется от 30 до 70% территорий предприятия.
Особые требования предъявляют к вспомогательным и бытовым зданием и помещениям, которые расположены в зоне производственных цехов и установок, если в них применяют легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы. Вспомогательные помещения следует располагать в отдельно стоящих зданий, с учетом размещения их на расстоянии не более 300м от рабочих мест. В этих зданиях можно размещать подсобно – производственные помещения, помещения КИП и АСУ ТП.
При централизованной системе бытового обслуживания появляется возможность проектировать систему бытового обслуживания как самостоятельный элемент генерального плана, при такой системе бытового помещения размещают, как правило, в отдельно стоящих зданиях.
Стены из железобетонных и ячеисто-бетонных панелей обладают высокой индустриальностью, улучшают качество и снижают массу зданий, трудоемкость на 30-40% меньше, чем у стен из кирпичей.
Для обшивки стен применяют также асбестоцементные волнистые листы усиленного профиля длинной от 1750 до 2800мм шириной 994мм и толщиной 8мм. Все стенки и перегородки унифицированы и подлежат стандартизации по ГОСТ 8126-56.
К бытовым относятся помещения и устройства санитарно – гигиенического обслуживания (гардеробные, душевые, уборные, курительные и др.) а также помещения по обработке раб очей одежды и обуви.
Состав бытовых помещений и устройств определяется в зависимости от количества работающих и санитарной характеристики производственных процессов на основании [22].
Компоновка оборудования является одной из ответственных и трудных работ по проектированию. При размещении оборудования необходимо учитывать следующие технологические требования: удобство обслуживания оборудования и возможность демонтажа аппаратов и их деталей при ремонтах; обеспечение максимально коротких трубопроводов между аппаратами; рациональное решение внутризаводского и цехового транспорта. При этом необходимо соблюдать строительные нормы [20], требования освещённости [23], правила и нормы по технике безопасности и охране труда [24,25], санитарные и противопожарные нормы [26].
Оборудование химических производств, в зависимости от применяемых машин и аппаратов, особенностей технологического процесса и климатических условий может быть расположено в закрытых производственных помещениях и на открытых площадках.
Размеры пролётов, расположение разбивочных осей (шагов колонн) принимаются в соответствии с [20] для одноэтажных зданий они кратны 6 м. В зданиях для монтажа, эксплуатации и ремонта оборудования применяются краны, кран-балки и монорельсы. Здания без кран-балок рекомендуется применять в тех случаях, когда грузоподъёмное устройство требуется только в период монтажа оборудования и не является обязательным при его эксплуатации и ремонте. При небольшой массе поднимаемых грузов 0,25 – 5 тонн целесообразно применять кран-балки. Кран-балки предназначены для работы с использованием следующих грузоподъёмных устройств:
– талей электрических передвижных;
– кошек ручных с червячным подъёмным механизмом;
– кошек с ручным приводом.
При необходимости обслуживания подъёмно транспортным механизмом не всей площади помещения, а лишь узкой полосы рабочего пространства рекомендуется применять монорельс, неподвижно прикреплённую к несущим конструкциям перекрытия двутавровую балку.
При размещении химического оборудования необходимо предусмотреть проходы, обеспечивающие безопасное обслуживание оборудования, перемещение персонала и движение транспорта, а также удобную очистку рабочих поверхностей оборудования. Проходы в свету (между наиболее выступающими частями оборудования, щитов, конструкций) по фронту обслуживания берутся не менее 1,0 м. По фронту обслуживания машин (компрессоров, насосов, газодувок и т.п.) ширину прохода в свету делают не менее 1,5 м, за исключением малогабаритных машин (шириной и высотой до 800 мм), для которых разрешается уменьшать ширину прохода до 0,8 м.
Оборудование, обслуживаемое подъёмно транспортным оборудованием, следует размещать в зоне приближения крюка крана. В этой же зоне необходимо предусматривать площадки или проходы для установки транспортируемого оборудования. Размеры площадок и проходов определяются величиной самого крупного груза. Расстояния в свету между аппаратами, а также между аппаратами и стенами помещений при необходимости кругового обслуживания берутся не менее 0,8 м.
Технологическое оборудование, создающее на рабочих местах вибрации и шум, необходимо устанавливать на специальных фундаментах или амортизаторах в соответствии с [27].
При установке аппаратов, работающих под высоким давлением и подведомственных Госгортехнадзору, следует, руководствуясь «Правилами устройства и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением»: исключить возможность опрокидывания аппаратов; обеспечить доступ ко всем частям аппарата, возможность осмотра, ремонта и очистки, как с внутренней, так и с наружной стороны; предохранить от коррозии наружную поверхность аппаратов. Для удобства обслуживания, осмотра и ремонта установить площадки и лестницы, которые не должны нарушать прочность и устойчивость аппарата.
Размеры пролётов, расположение разбивочных осей (шагов колонн) принимаются в соответствии с [20] для одноэтажных зданий они кратны 6 м.

5 АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ КОТЕЛЬНОЙ

Раздел "Автоматизация технологических процессов котельной" предусматривает оснащение основного и вспомогательного оборудования котельной средствами автоматического регулирования, теплового контроля и защиты в соответствии с требованиями СНиП II-35-76 " Котельные установки", а также с учетом "Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов".

5.1 Автоматическое регулирование

Для котла ДЕ-10-14 ГМ применен щит управления "Щит котла ДЕ-10-14 ГМ", который комплектуется регуляторами, приборами и аппаратурой в соответствии с заводской инструкцией, серийно изготавливается Московским опытным заводом средств автоматики.
Для котла ДЕ-10-14 ГМ предусмотрено автоматическое регулирование уровня воды в барабане котла и регулирование процесса горения, осуществляемое тремя регуляторами: топливо (газ), воздуха и разрежения.
Схема защиты котла ДЕ-10-14 ГМ, выполняет независимый автоматический розжиг запальника, полуавтоматический розжиг горелки котла и автоматическую отсечку топлива к котлу при нарушениях, грозящих выходом из строя оборудования. Кроме того, предусмотрена возможность останова котла по месту кнопкой.
Схема защиты срабатывает в следующем случае:
1) понижении давления газа;
2) отклонении давления газа;
3) понижении давления воздуха;
4) уменьшения разрежения в топке;
5) отклонение уровня в барабане котла;
6) погасания факела горелки;
7) неисправности цепей защиты.
Схема защит предусматривает запоминание первопричины аварийной остановки котла. Во всех случаях отключения котла повторный пуск его возможен только после устранения причины, вызвавшей его установку. Отключение котла сопровождается свето-звуковой сигнализацией на щите.
Регулятор топлива получает импульс по давлению в барабане котла и, изменяя расход топлива к горелке, поддерживает давление пара в барабане котла постоянным.
Регулятор воздуха работает по схеме топливо-воздух, получая импульс по давлению газа и давлению воздуха перед горелкой. Регулятор воздуха воздействует на направляющий аппарат дутьевого вентилятора и регулирует подачу воздуха к горелке.
Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке котла и поддерживает постоянное разрежение в топке котла.
Регулятор уровня получает импульс по уровню в барабане котла и изменяет расход питательной воды, поддерживая уровень в барабане котла постоянным.
Автоматика розжига и контроля пламени запальника и горелки запроектирована на базе приборов типа ЗЗУ-4М.
В проекте также предусмотрен контроль герметичности электромагнитных клапанов YA1 (перед горелкой), УА2 (на продувочном газопроводе) с помощью автомата контроля герметичности ТС 410 и датчика давления DG50B перед розжигом котла.
Аппаратура контроля и регулирования размещена на щите ЩДЕ и щите общих замеров, а показывающие и сигнализирующие приборы на специальной металлоконструкции, называемой блоком местных приборов. Блок местных приборов устанавливается в непосредственной близости от котла.

Для котла ДКВР-4-13 предусмотрено автоматическое регулирование уровня воды в барабане котла и регулирование процесса горения, осуществляемое тремя регуляторами: топливо (газ), воздуха и разрежения.
Схема защиты котла ДКВР-4-13, выполняет независимый автоматический розжиг запальника, полуавтоматический розжиг горелки котла и автоматическую отсечку топлива к котлу при нарушениях, грозящих выходом из строя оборудования. Кроме того, предусмотрена возможность останова котла по месту кнопкой.
Схема защиты срабатывает в следующем случае:
1)понижении давления газа;
2)отклонении давления газа;
3)понижении давления воздуха;
4)уменьшения разрежения в топке;
5)отклонение уровня в барабане котла;
6)погасания факела горелки;
7)неисправности цепей защиты.
Схема защит предусматривает запоминание первопричины аварийной остановки котла. Во всех случаях отключения котла повторный пуск его возможен только после устранения причины, вызвавшей его установку. Отключение котла сопровождается свето- звуковой сигнализацией на щите.
Проектом предусматривается автоматическое регулирование процесса горения и поддержание постоянного уровня воды в барабане котла. Автоматическое регулирование процесса горения осуществляется регуляторами топлива, воздуха, разрежения и уровня.
Регулятор топлива получает импульс по давлению в барабане котла и, изменяя расход газа к горелкам, поддерживает давление пара в барабане котла постоянным.
Регулятор воздуха работает по схеме «топливо-воздух», получая импульс по давлению воздуха и давлению газа перед горелками. Регулятор воздуха воздействует на направляющий аппарат дутьевого вентилятора и регулирует подачу воздуха к горелкам.
Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке котла и, воздействуя на направляющий аппарат дымососа, поддерживает постоянное разрежение в топке котла.
Регулятор уровня получает импульс по уровню в барабане котла и изменяет расход питательной воды, поддерживая уровень в барабане котла постоянным.
Автоматика розжига и контроля пламени запальников и горелок запроектирована на базе прибора контроля пламени и управления розжигом Ф34.2.
В проекте также предусмотрен контроль герметичности электромагнитных клапанов YA1 (перед горелкой), УА2 (на продувочном газопроводе) с помощью автомата контроля герметичности ТС 410 и датчика давления DG50B перед розжигом котла.
Аппаратура контроля и регулирования устанавливается на щите автоматизации, а показывающие и сигнализирующие приборы на специальной металлоконструкции, называемой блоком местных приборов. Блок местных приборов устанавливается в непосредственной близости от котла. Поагрегатный учет расхода газа осуществляется счетчиком типа СГ 16-400. Для контроля давления газа перед счетчиком предусмотрен напоромер типа МП160, а для контроля температуры газа после счетчика предусмотрен термометр типа ТТЖПО.


5.2 Теплотехнический контроль

Приборы теплотехнического контроля выбраны в соответствии со следующими принципами:
• параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций, измеряются показывающими приборами;
• параметры, учет которых необходимо для хозяйственных или коммерческих расчетов или анализа работы оборудования, контролируются самопишущимися или суммирующимися приборами;
• параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, контролируются сигнализирующими приборами.
Показывающими приборами типа ТТЖПО, ТТЖУО и МП160 определяются температура и давление воды в теплосети, а также температура и давление пара и питательной воды в деаэрационно-питательной установке.
Проектом предусмотрен учет расхода теплоносителя теплосчетчиком ТЭМ-05М-1(2шт.).
Теплосчетчик состоит из: первичного преобразователя расхода (ППР1), термопреобразователей сопротивлений и измерительно-вычислительного блока (ИВБ). Измерительно-вычислительный блок устанавливается на стене в непосредственной близости от первичных преобразователей расхода.
Поагрегатный учет расхода пара производится диафрагмой ДКС и дифманометром самопишущим типа ДСС-712-2С, который устанавливается на стене на кронштейне.
Давление пара и уровень в деаэраторе производится преобразователями «Сапфир-22МТ» с вторичным прибором РМТ 49D/3. Вторичный прибор устанавливается в щите КИП в котельной на площадке деаэратора.
Автоматическое регулирование работы деаэрационно-питательной установки осуществляется тремя регуляторами: давления в деаэраторе, уровня в деаэраторе и давления питательной воды к котлам.
Регулятор давления в деаэраторе получает импульс по давлению в паровом пространстве деаэраторного бака и, изменяя расход пара подаваемого в деаэратор, поддерживает давление пара в баке постоянным.
Регулятор уровня в деаэраторе получает импульс по уровню в деаэраторном баке и, изменяя расход химочищенной воды подаваемой в деаэратор, поддерживает уровень в баке постоянным.
Регулятор давления питательной воды к котлам получает импульс по давлению в одной из питательных магистралей и, изменяя расход питательной воды к котлам, поддерживает давление перед регулирующими клапанами питания котлов.
Для контроля содержания метана в газоходах котлов предусмотрен переносной газоанализатор типа ФП11.2. Для контроля содержания кислорода в уходящих газах предусмотрен переносной газоанализатор типа ГИАМ-310. Для контроля загазованности в котельной предусмотрен переносной газоанализатор типа ФП11.1.
В котельной предусмотрена установка измерительного комплекса СГ-ЭК для коммерческого учета расхода газа. Измерительный комплекс СГ-ЭКВз-Т-0,5-400/1,6 состоит из турбинного счетчика типа СГ, электронного корректора ЕК-260 со встроенным в корпус датчиком абсолютного давления и датчиком температуры типа термометра сопротивления РТ-100 и блока бесперебойного питания БП-ЭК-02, установленного помещении котельной на стене с помощью кронштейна КП. Комплекс СГ-ЭК производит опрос и расчет всех параметров потока газа с отображением на дисплее корректора информации о текущих значениях измеряемых и рассчитываемых параметров (расход, давление, температура).

5.3 Сигнализация и управление

Проектом предусматривается технологическая и аварийная сигнализации.
Схема технологической сигнализации служит для предупреждения обслуживающего персонала об отклонении параметров от нормы. В качестве звукового сигнала принят звонок. Звуковой сигнал снимается дежурным персоналом, а световой (световые табло размещены на щитах контроля управления) горит до ликвидации нарушения.
Схема аварийной сигнализации служит для извещения оператора об аварийном состоянии электродвигателя основного оборудования. В качестве звукового сигнала принят ревун, а световая аварийная сигнализация осуществляется красной лампочкой, расположенной над ключом управления электропривода.
В проекте управления основными электроприводами котельной и электроприводами исполнительных механизмов регуляторов осуществляется со щита управления котельной.


6 СТАНДАРТИЗАЦИЯ

1) Пояснительная записка к дипломному проекту выполнена в соответствии с ГОСТ 7.32 - 2001 СИБИД. «Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления».
2) Наименование и обозначение физических величин и их единиц соответствуют ГОСТ 8.414-81 ГСИ. «Единицы физических величин» и СТП 2.055-79 КС УКВД. «Единицы физических величин».
3) Описание источников в «списке использованных источников» выполнено в соответствии с ГОСТ 7.1-2003 «Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления».
4) По охране труда и окружающей среды были использованы стандарты системы ССБТ, которые приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Стандарты системы ССБТ
Обозначение Наименование Срок действия
ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие
требования. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Классификация и общие требования безопасности. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие
требования. Срок действия не ограничен


Продолжение Таблицы 6.1
Обозначение Наименование Срок действия
ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.018-93 ССБТ. Пожарная безопасность. Электрическая искробезопасность. Общие требования. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ. Электробезопасность. Общие
требования. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно
допустимые значения напряжения. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов. Номенклатура показаний и методы их определения. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.2.062-81 ССБТ. Оборудование производственное. Ограждения защитные. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Срок действия не ограничен
ГОСТ 12.4.103-83 ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Срок действия не ограничен
ГОСТ 17.00.04-90 ССБТ. Охрана природы. Экологический паспорт предприятия. Основные положения. Срок действия не ограничен

5) При выполнении графической части были использованы следующие виды стандартов системы ЕСКД, сведенные в таблицу 6.2.


Таблица 6.2 – Стандарты системы ЕСКД
Обозначение Наименование Срок действия
ГОСТ 2.103-68 ЕСКД. Стадии разработки. срок действия не ограничен
ГОСТ 2. 104-68 ЕСКД. Основные надписи. срок действия не ограничен
ГОСТ 2. 109-73 ЕСКД. Основные требования к чертежам. срок действия не ограничен
ГОСТ 2.301-68 ЕСКД. Форматы. срок действия не ограничен
ГОСТ 2.302-68 ЕСКД. Масштабы. срок действия не ограничен
ГОСТ 2.303-68 ЕСКД. Линии. Срок действия не ограничен
ГОСТ 2.304-81 ЕСКД. Шрифты чертежные. Срок действия не ограничен
ГОСТ 2.305-68 ЕСКД. Изображения, виды, разрезы, сечения. Срок действия не ограничен
ГОСТ 2.3 16-68 ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц. Срок действия не ограничен
ГОСТ 2.321-84 ЕСКД. Обозначения буквенные. Срок действия не ограничен
ГОСТ 2.605-68 ЕСКД. Плакаты учебно-технические. Общие технические требования. Срок действия не ограничен
ГОСТ 2.701-84 ЕСКД. Схемы. Виды и типы. Общие требования к выполнению. Срок действия не ограничен
ГОСТ 2.793-79 ЕСКД. Обозначения условные графические. Элементы и устройства машин и аппаратов химических производств. Срок действия не ограничен


7 ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ

7.1 Охрана труда

Котельные установки.
Изготовление, монтаж, ремонт и эксплуатация паровых котлов осуществляется согласно «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов». Отступление от этих правил допускается лишь в исключительных случаях по разрешению Госгортехнадзора.
Должностные лица, виновные в нарушении настоящих Правил, несут личную ответственность независимо от того, привело ли нарушение к аварии или несчастным случаям с людьми. Эти лица также отвечают за нарушение Правил, допущенные их подчиненными. В зависимости от характера нарушений указанные лица могут быть привлечены к административной, дисциплинарной, материальной или уголовной ответственности.
Конструкция котла и его основных частей должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение расчетного ресурса безопасной работы котла.
Конструкция и гидравлическая схема котла, пароперегревателя и экономайзера должны обеспечивать надежное охлаждение стенок элементов, находящихся под давлением. Температура стенок элементов котла не должна превышать значения, принятого в расчетах на прочность.
Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность свободного теплового расширения отдельных элементов котла.
Участки элементов котлов и трубопроводов с повышенной температурой поверхности, доступные для обслуживающего персонала, должны быть покрыты тепловой изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 55?С при температуре окружающей среды не более 25?С (в соответствии с ГОСТ).
Конструкция котла должна обеспечивать удаление воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых могут образовываться воздушные пробки при заполнении и пуске.
Устройство газоходов должно исключать возможность образования взрывоопасного скопления газов, а также должно обеспечивать условия, необходимые для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания.
Верхний допустимый уровень воды в паровых котлах устанавливается конструкторской организацией из условия предупреждения попадания воды в пароперегреватель или паропровод.
Для барабанов и коллекторов должны применяться лазы и люки, отвечающие следующим требованиям: в барабанах лазы должны быть круглой, эллиптической или овальной формы; диаметр круглого лаза должен быть не менее 400 мм, а эллиптического или овального лаза – 300х400 мм (не менее).
В стенках топки и газоходов должны быть предусмотрены лазы, смотровые окна и гляделки, обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева, обмуровки, а также за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов. Прямоугольные лазы должны быть не менее 400х500 мм, круглые – диаметром не менее 450 мм.
Каждый котел с камерным сжиганием топлива должен быть снабжен взрывными предохранительными устройствами. Эти устройства устанавливаются в стенке топки, последнего газохода котла, экономайзера и золоуловителя. Взрывные предохранительные устройства должны быть размещены и устроены так, чтобы было исключено травмирование людей.
Каждый котел должен иметь трубопроводы:
• подвода питательной или сетевой воды;
• продувки котла и спуска воды при остановке котла;
• удаления воздуха из котла при заполнении его водой и растопке;
• продувки паропровода;
• отбора проб воды и пара;
• ввода в котловую воду корректирующих реагентов в период эксплуатации и моющих реагентов при химической очистке котла;
• отвода воды или пара при растопке и остановке;
• разогрева барабанов при растопке.
При эксплуатации котельных агрегатов предприятия обязаны применять такие виды и объем контроля, которые гарантировали бы выявление недопустимых дефектов. Выбор методов и объемов контроля должен производиться в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов». Для выявления внутренних дефектов должны применяться проникающие методы неразрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой) или им равноценные; для выявления дефектов поверхности – магнитно-порошковые или цветная дефектоскопия или им равноценные методы.
Гидравлическому испытанию подлежат все котлы и их элементы после изготовления. Гидравлическому испытанию подвергаются котлы на месте их монтажа после его завершения (если была транспортировка).
Минимальное значение пробного давления при гидравлическом испытании для котлов, пароперегревателей, экономайзеров, а также трубопроводов в пределах котла принимается: при рабочем давлении не более 0,5 МПа – Р=1,5·Рр, но не менее 0,2 МПа; при рабочем давлении более 0,5 МПа – Р=1,25·Рр, но не менее (Р+0,3) МПа.
При проведении гидравлического испытания барабанных котлов за рабочее давление принимается давление в барабане котла.
Гидравлические испытания должны производиться водой с температурой не менее 5 и не более 40 ?С.
Общее время подъема давления должно быть не менее 10 мин. Время выдержки под пробным давлением должно быть не менее 10 мин. После выдержки под пробным давлением давление снижают до рабочего, при котором производят осмотр всех соединений.
Давление воды при испытании должно контролироваться двумя манометрами, из которых один должен иметь класс точности не ниже 1,5.
На каждом котле должна быть прикреплена заводская табличка с маркировкой паспортных данных, нанесенных ударным способом. На табличке парового котла должны быть нанесены следующие данные:
• наименование, товарный знак предприятия-изготовителя;
• обозначение котла по ГОСТ;
• номер котла по системе нумерации предприятия-изготовителя;
• год изготовления;
• номинальная производительность, т/ч;
• рабочее давление на выходе, МПа;
• номинальная температура пара на выходе, ?С.
Для управления работой, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации котлы должны быть оснащены:
• устройствами, предохраняющими от повышения давления (предохранительные устройства);
• указателями уровня воды;
• манометрами;
• приборами для измерения температуры среды;
• запорной и регулирующей арматурой;
• приборами безопасности;
• питательными устройствами.
• В качестве предохранительных устройств допускается применять:
• рычажно-грузовые предохранительные клапаны прямого действия;
• пружинные предохранительные клапаны прямого действия;
• импульсные предохранительные устройства.
На каждом паровом котле должно быть установлено не менее двух предохранительных устройств. В паровых котлах с естественной циркуляцией без пароперегревателя предохранительные устройства должны устанавливаться на верхнем барабане или сухопарнике.
Предохранительные клапаны должны защищать котлы от превышения в них давления более чем на 10 % расчетного (разрешенного). Превышение давления при полном открытии предохранительных клапанов выше чем на 10 % расчетного может быть допущено лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность котла.
Предохранительные клапана должны иметь отводящие трубопроводы, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов.
На каждом паровом котле, за исключением прямоточных, должно быть установлено не менее двух указателей уровня воды прямого действия. Количество и места установки указателей уровня воды в котлах определяются проектировщиком. Каждый указатель уровня воды должен иметь самостоятельное подключение к барабану котла. Конфигурация труб, соединяющих указатели уровня воды с котлом, должны исключать образование в них водяных мешков и обеспечивать возможность очистки труб.
Если расстояние от площадки, с которой производится наблюдение за уровнем воды в паровом котле, до водоуказательных приборов прямого действия более 6 м, а также в случаях плохой видимости приборов должны быть установлены два сниженных дистанционных указателя уровня. В этом случае на барабанах котла допускается установка одного водоуказательного прибора прямого действия.
На каждом паровом котле должен быть установлен манометр, показывающий давление пара. Он устанавливается на барабане котла. У каждого парового котла устанавливается манометр на питательной линии перед органом, регулирующим питание котла водой.
Шкала манометра выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта по давлению, соответствующему допустимому давлению для данного элемента с учетом добавочного давления на вес столба жидкости.
Арматура, устанавливаемая на котле или его трубопроводах, должна иметь четкую маркировку на корпусе, в которой указывается:
• наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;
• условный проход;
• условное давление и температура среды;
• направление потока среды.
• На входе питательной воды в котел должны быть установлены:
• обратный клапан, предотвращающий выход воды из котла;
• запорный орган.
Арматура должна располагаться возможно ближе к котлу с учетом наиболее удобного управления ею.
На питательных линиях каждого котла устанавливается регулирующая арматура.
На каждом котле предусматриваются приборы безопасности, обеспечивающие своевременное и надежное автоматическое отключение котла или его элементов при недопустимых отклонениях от заданных режимов эксплуатации.
Паровые котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими устройствами, прекращающими подачу топлива к горелкам при снижении уровня.
На котлах устанавливаются автоматически действующие звуковые сигнализаторы верхнего и нижнего предельных положений уровня воды.
Паровые и водогрейные котлы при камерном сжигании топлива должны быть оборудованы автоматическими устройствами для прекращения подачи топлива в топку в следующих случаях:
• при погасании факела в топке;
• при отключении всех дымососов или прекращении тяги;
• при отключении всех дутьевых вентиляторов.
Стационарные котлы должны устанавливаться в зданиях и помещениях, отвечающих требованиям СНиП «Котельные установки», СНиП «Электростанции тепловые» и «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».
Место установки котлов внутри производственных помещений отделяется от остальной части помещения несгораемыми перегородками по всей высоте котла, но не ниже двух метров, с устройством дверей.
В зданиях котельной не разрешается размещать бытовые и служебные помещения, которые не предназначены для персонала котельной, а также мастерские, не предназначенные для ремонта котельного оборудования.
Выходные двери из помещения котельной должны открываться наружу. Двери служебных, бытовых и вспомогательно-производственных помещений в котельную должны снабжаться пружинами и открываться в сторону котельной.
Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом, а в ночное время – электрическим освещением. Места, которые по техническим причинам невозможно обеспечить естественным светом, имеют электрическое освещение.
Все оборудование заземляется, так же как рабочее и аварийное освещение.
К обслуживанию котлов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания котлов.
Лицам, сдавшим экзамены, выдаются удостоверения за подписью председателя комиссии и инспектора Госгортехнадзора.
Периодическая проверка знаний персонала, обслуживающего котлы, должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев.
Внеочередная проверка знаний проводится:
• при переходе на другое предприятие;
• в случае перевода на обслуживание котлов другого типа;
• при переводе котла на сжигание другого вида топлива;
• по решению администрации или по требованию инспектора Госгортехнадзора.
• Котел должен быть немедленно остановлен в следующих случаях:
• при обнаружении неисправности предохранительного клапана;
• если давление в барабане котла поднялось выше разрешенного на 10 % и продолжает расти;
• при снижении уровня воды ниже нижнего допустимого уровня;
• при повышении уровня воды выше высшего допустимого;
• при прекращении действия всех питательных насосов;
• при прекращении действия всех водоуказательных приборов;
• если в основных элементах котла обнаружатся трещины, выпучины и пропуск в сварных швах;
• при погасании факела в топке;
• при снижении расхода воды через водогрейные котлы ниже минимального допустимого значения;
• при снижении давления воды в тракте водогрейного котла ниже допустимого;
• при повышении температуры воды на выходе из котла до значения на 20?С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению воды в выходном коллекторе котла.
Трубопроводы пара и горячей воды.
Требования к проектированию, изготовлению, реконструкции, наладке, монтажу, ремонту и эксплуатации трубопроводов устанавливается согласно «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».
Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды входе в него, относится ко всему трубопроводу независимо от его протяженности. Возможные отступления от требований Правил должны быть согласованы с оргпном технадзора. Отступление от требований Правил допускается лишь в исключительном случае по разрешению органа технадзора.
Трубопроводы должны быть спроектированы так, чтобы имелась возможность выполнения всех видов контроля. Соединение деталей трубопроводов должно производиться сваркой.
Трубопроводы и несущие металлические конструкции должны иметь защиту от коррозии, выполненную в соответствии с действующими нормами.
Трубопроводы с температурой наружной поверхности более 55 ?С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, должны быть покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должны превышать 55 ?С.
Толщина стенки отвода на любом его участке не должна быть менее значений, установленных расчетом на прочность.
Все сварные соединения трубопроводов (включая швы приварных деталей) должны располагаться так, чтобы была обеспечена возможность их контроля предусмотреными методами.
Проектирование прокладки трубопроводов должно разрабатываться с учетом требований настоящих Правил, СНБ, СанПиН.
Газовое хозяйство.
На каждом предприятии должен выполняться комплекс мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, обеспечивающий содержание газового хозяйства в исправном состоянии и соблюдение требований «Правил безопасности в газовом хозяйстве» по безопасной эксплуатации газопроводов, оборудования и газопотребляющих агрегатов. Обеспечение выполнения комплекса мероприятий возлагается на первого руководителя предприятия.
Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяется отраслевыми нормативно-техническими документами или документами, разработанными органом, уполномоченным Госпроматомнадзором РБ.
Техническое обслуживание и ремонт объектов газового хозяйства должны выполняться в объеме и в сроки, установленные Правилами и нормативно-технической документацией на оборудование и агрегаты.
Для лиц, занятых технической эксплуатацией газового хозяйства, должны быть разработаны должностные, технологические инструкции и инструкции по охране труда. Для работающих на пожароопасных участках – инструкции по противопожарной безопасности.
Должностная инструкция должна четко определять обязанности и права руководителей и специалистов.
Технологическая инструкция должна содержать требования по технологической последовательности выполнения различных операций, методы и объемы проверки качества выполняемых работ.
К инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ и котельных должны прилагаться технологические схемы с обозначением мест установки запорной арматуры и контрольно-измерительных приборов.
Технологическая инструкция и технологическая схема пересматриваются и переутверждаются после реконструкции, технического перевооружения и изменения технологического процесса до включения оборудования в работу.
Инструкции по охране труда, устанавливающие требования безопасности по видам работ и профессиям, должны разрабатываться в соответствии с Положением о разработке инструкций по охране труда.
Инструкции по противопожарной безопасности должны быть согласованы с местными органами пожарного надзора.
Режим работы ГРП (ГРУ) промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных предприятий должен устанавливаться в соответствии с проектом.
Параметры настройки оборудования ГРП (ГРУ) устанавливаются главным инженером предприятия газового хозяйства, при этом: предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15 %; верхний предел срабатывания предохранительных запорных клапанов должен быть не более 25 % от максимального рабочего давления газа после регулятора.
Не допускается колебание давления газа на выходе из ГРП (ГРУ) , превышающее 10 % рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.
Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после установления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана и принятия мер по ее устранению.
Запорные устройства на обводной линии (байпасе) и перед сбросным предохранительным клапаном должны быть опломбированы. Газ по обводной линии допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры, а также в период снижения давления газа перед ГРП или ГРУ до величины,не обеспечивающей надежную работу регулятора давления. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
Температура воздуха в помещении, где размещено оборудование и средства измерения, должна быть не ниже предусмотренной в паспортах завода-изготовителя оборудования и КИП.
Снаружи здания ГРП и вблизи ограждения ГРУ на видном месте должны быть предупредительные надписи «Огнеопасно».


При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:
• осмотр технического состояния путем обхода в сроки, устанавливаемые инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
• проверка параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 2 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;
• техническое обслуживание не реже 1 раза в 6 месяцев;
• текущий ремонт – не реже 1 раза в год, если завод-изготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требует проведения ремонта в более сжатые сроки;
• капитальный ремонт – при замене оборудования, средств измерений, отопления, освещения и восстановлении строительных конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров.
При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) путем обхода должны выполняться:
• проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении, отсутствие утечки газа с помощью мыльной эмульсии;
• контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;
• смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма;
• проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;
• внешний и внутренний осмотр здания. При необходимости – очистка помещения и оборудования от загрязнения.
Засоренность фильтра определяется дифманометром. В ГРП допускается применение показывающих манометров. Техническое обслуживание фильтра должно осуществляться в порядке и в сроки, установленные заводом-изготовителем. Разборка и очистка кассеты фильтра должна производиться вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 м.
При настройке и проверке параметров срабатывания предохранительных клапанов не должно изменяться рабочее давление газа после регулятора.
При техническом обслуживании должны выполняться:
• проверка хода и плотности закрытия задвижек и предохранительных клапанов;
• проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;
• смазка трущихся частей и перенабивка сальников;
• определение плотности и чувствительности мембран регуляторов давления и управления;
• продувка импульсных трубок к КИП, ПЗК и регулятору давления;
• проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.
При ежегодном текущем ремонте, помимо вышеперечисленных работ, следует обязательно выполнять:
• разборку регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений; проверкой плотности прилегания клапанов к седлу, состояние мембран; смазкой трущихся частей; ремонтом или заменой изношенных деталей; проверкой надежности крепления конструкционных узлов, не подлежащих разборке;
• разборку запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия.
Ремонт электрооборудования ГРП и смена перегоревших электроламп должны производиться при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.
Помещения ГРП должны быть укомплектованы первичными средствами пожаротушения.

7.2 Расчет выбросов вредных веществ

Проектируемая котельная является источником загрязнения окружающей среды. Ею выделяются , в основном, такие вредные вещества, как диоксид азота и оксид углерода.
Количество выбросов окиси азота в единицу времени (т/год, г/с) вычисляется по формуле:


г/с,
т/год.

где В – расход топлива, В = 292 тыс.м3/год = 83,3 л/с;
Ссо – выход окиси углерода при сжигании топлива, кг/тыс.м3;



где q 3 – потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, q3= 0,5 % [21];
R – коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания окиси углерода, для газа R = 0,5;
Qнр – низшая теплота сгорания натурального топлива, Qнр=33,549 МДж/м3;
q4 – потери теплоты вследствие механической неполноты сгорания топлива, q 4 = 0.
Количество окислов азота ( в пересчете на NO2 ), выбрасываемых в единицу времени (т/год, г/с) рассчитывается по формуле:

MNO2 = 0,001?B?Qнр?kNO2?(1 – ?)
г/с ,
т/год.

где - параметр, характеризующий количество окислов азота, образующихся на 1 ГДж тепла, = 0,087 кг/ГДж [28];
? – коэффициент, учитывающий степень снижения выбросов окислов азота в результате применения технических решений, ? = 0.
Результаты расчета приведем в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Результаты расчета
Наименование вещества ПДК, мг/м3 Класс опасности Выброс вещества, т/год
Оксид углерода 5,0 4 2,449
Диоксид азота 0,25 2 0,85
Итого : 3,299

Существующие фоновые загрязнения в районе строительства объекта с разбивкой по ингредиентам: пыль – 0,25 мг/м3, диоксид серы – 0,021 мг/м3, оксид углерода – 1,7 мг/м3, диоксид азота – 0,04 мг/м3, фенол – 0,006 мг/м3, аммиак – 0,049 мг/м3, формальдегид – 0,02 мг/м3.
Таблица 7.2 – Предполагаемые значения максимальных концентраций вредных веществ в воздушном бассейне.
Наименование вещества Значения максимальных концентраций в долях ПДК
В жилой зоне без учета фона В жилой зоне с учетом фона
Диоксид азота 0,02 0,18
Диоксид азота + сернистый ангидрид 0,02 0,23
Диоксид азота + сернистый ангидрид + окись углерода + фенол 0,02 0,86
Оксид углерода 0,005 0,01

Таким образом, содержание вредных веществ в воздушном бассейне не превышает предельно допустимых концентраций.


8 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

8.1 Расчёт технологических показателей
8.1.1 Расчёт установленной мощности котельной, МВт


где - номинальная паропроизводительность котла ДКВР 4/13,
=4 т/ч = 1,11 кг/с;
- число установленных котлов ДКВР 4/13 , =2
- расход воды на непрерывную продувку котлов ДКВР 4/13,
=0,01· =0,01·1,11=0.011 кг/с;
- энтальпия пара на выходе из котла, =2757 кДж/кг ;
- энтальпия котловой воды, = 830 кДж/кг ;
- номинальная паропроизводительность котла ДЕ-10-14,
=10 т/ч = 2,77 кг/с;
- число установленных котлов ДЕ-10-14 , =1;
- расход воды на непрерывную продувку котлов ДЕ-10-14,
=0,01· =0,01·2,77=0.0277 кг/с;
- энтальпия пара на выходе из котла, =2757 кДж/кг ;
- энтальпия котловой воды, = 830 кДж/кг ;
- энтальпия питательной воды, =437 кДж/кг ;
([1,11 ? (2757-437)+0,0555?(830-437)]?2+
+[2,77?(2757-437)+0,0277?(830-437)])?10-3 =10,81 МВт.

8.1.2 Годовой отпуск теплоты на отопление, ГДж/год

,
где - продолжительность отопительного периода, =194 суток для
Гомеля, табл. 9.1 [1];
- средний расход теплоты на отопление за отопительный период на нужды отопления, кВт,
,
где - максимальная часовая отопительная нагрузка;
- расчетная температура воздуха внутри зданий, принимается в соотве-тствии со СНиП 11-35-76, ;
- средняя за отопительный период температура наружного воздуха, в соответствии со СНиП 11-35-76, ;
- расчетная температура наружного воздуха для отопления, в соответствии со СНиП 11-35-76, .
кВт ;
ГДж/год.

8.1.3 Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение, ГДж/год

,
где - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопительный период, кВт, определяется [21],
,

где - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, принимается согласно показателям расчета тепловой схемы,
кВт, тогда
кВт;
- средний расход теплоты на горячее водоснабжение за летний период, кВт,
кВт,
где - температура холодной воды в летний период, принимается равной 15 °С [30];
- температура холодной воды в отопительный период, принимается равной 5 °С [30];
- коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному периоду, принимается равным 0,8 [30];
350 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;
ГДж/год.

8.1.4 Годовой отпуск тепла от котельной


ГДж/год Гкал/год.
8.1.5 Годовая выработка теплоты котельной ГДж/год (Гкал/год):

,
где - КПД теплового потока, для газа равен 98%, а для мазута-93% [21].
1) ГДж/год Гкал/год;
2) ГДж/год Гкал/год.

8.1.6 Число часов использования установленной мощности котельной в году

,
1) ч/год;
2) ч/год.

8.1.7 Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты
условного:
,
где -КПД (брутто) котельного агрегата, =91,6 %, определяем из
уравнения теплового баланса котлоагрегата.
1) тнт/ГДж;
2) тнт/ГДж;
натурального:
,
где - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, для мазута
=39,73 МДж/кг, для природного газа - =39,73 МДж/м3 ;
1) тнт /ГДж;
2) тыс.м3/ГДж.

8.1.8 Годовой расход топлива котельной

условного:
,
1) тнт/год;
2) тнт/год;
натурального:
,
1) тнт/год;
2) тыс.м3/год.

8.1.9 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной

,
где - число часов работы котельной в году, для котельной с горячим водоснабжением =8400 часов [1];
- коэффициент использования установленной электрической
мощности, принимается равным 0,65 [1];
- коэффициент использования установленной электрической
мощности по времени, принимается равным 0,5;
- установленная мощность токоприёмников, кВт,
,
где - удельный расход электрической мощности на собственные
нужды, принимается 38 кВт/МВ, табл. 13.1. [1];
кВт;
кВт/год.

8.1.10 Годовой расход воды котельной

,
где - расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летнего режимов, согласно тепловой схеме, =5,27 т/ч, =0,23 т/ч.
т/год.

8.1.11 Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла

т/ГДж.


8.2 Расчёт экономических показателей

8.2.1 Топливная составляющая затрат

,
где - оптовая цена топлива по прейскуранту,
1) =157757 руб/ тыс.м3;
2) =359536 руб/ тнт, тогда:
1) млн.руб/год;
2) млн.руб/год.

8.2.2 Годовые затраты на электроэнергию

,
где – 150 руб/кВтч – стоимость 1 кВт·ч.
млн.руб/год.


8.2.3 Годовые затраты на использованную воду

,
где – стоимость 1 тонны воды, = 1600 руб/м3.
млн.руб/год.


8.2.4 Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и реконструкцию

Стоимость существующей котельной (принята по сметной стоимости в ценах 1991 года):
- строительные работы (с учетом дымовой трубы) – 750,9 тыс. руб.;
- оборудование + монтаж = 890 тыс. руб.;
Итого: 1640,9 тыс.руб.

Сметная стоимость реконструкции:
- строительные работы – 170,7 тыс. руб.;
- оборудование + монтаж – 112,8 тыс. руб.;
Общая стоимость реконструкции 283,5 тыс. руб

1) тыс.руб;
2) тыс.руб;
Так как все проекты выполняются в базовых ценах, в нашем случае в ценах 91-го года, то с помощью коэффициента пересчета произведем пересчет величин капвложений:

1) млн.руб;
2) млн.руб.

8.2.5 Годовые амортизационные отчисления

,
где - капитальные затраты на сооружение котельной, при оценке ее работы на мазуте, и капитальные затраты на сооружение котельной, плюс затраты на реконструкцию, при оценке работы на природном газе.
1) млн.руб/год;
2) млн.руб/год.

8.2.6 Годовые затраты на текущий ремонт

1) млн.руб/год;
2) млн.руб/год.

8.2.7 Годовые затраты на заработную плату

,
где - численность эксплуатационного персонала, =14 чел;
- среднегодовая заработная плата с начислениями, равна
3360000 (руб/чел)/год (280000 (руб/чел)/год);
1,3 – коэффициент отчислений, 30%.

млн.руб/год.
8.2.8 Прочие годовые затраты

,
1) млн.руб/год;
2) млн.руб/год.

8.2.9 Годовые эксплуатационные расходы котельной

,
1)
2)

8.2.10 Себестоимость отпускаемой теплоты

,
1) руб/ГДж;
2) руб/ГДж .

8.2.11 Топливная составляющая себестоимости

,
1) руб/ГДж;
2) руб/ГДж.

8.2.12 Срок окупаемости проводимого мероприятия

,
где - экономический эффект проводимого мероприятия,
,
где - разность затрат на покупку мазута и газа,
,
млн.руб/год;
- разница амортизационных затрат до проводимого мероприятия и после,
,
млн.руб/год;
млн.руб/год;
.


9 ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА.

9.1 Опасные и вредные факторы
9.1.1 Физические факторы

1) Все тепломеханическое оборудование котельной (котлы, трубопроводы, насосы, и т.д.) является источником тепловыделений;
2) Насосы, вентиляторы и другое оборудование в котельной создают вибрацию и шум;
3) Наличие электрической нагрузки также является источником тепловыделений, а также создает возможность поражения обслуживающего персонала электрическим током;
4) Поскольку в данной котельной основным и резервным топливом является газ - это создает опасность взрыва и угрозу пожара.
Химические:
• Природный газ как удушающее вещество
Психофизиологические факторы:
• Монотонность труда.
• Умственное перенапряжение.
• Эмоциональные перегрузки.
Психофизиологические факторы оказывают неблагоприятные воздействия в первую очередь на те виды деятельности, которые связаны с постоянным присутствием на рабочем месте персонала и наблюдением за КИП, наблюдение за режимом работы агрегатов, пуски и аварийные остановы (т.е. штатные и нештатные ситуации).
При работе в машинном зале котельной возникает ряд опасностей и вредностей:
• опасность поражения электрическим током;
• шум и вибрации;
• плохой микроклимат;
• опасность попадания под вращающиеся части механизма;
• недостаточное освещение.
Все эти факторы могут привести к временной потере трудоспособности рабочего или к развитию профессиональных заболеваний.
Практически все оборудование ГРЭС представляет собой электрические машины или другие установки под напряжением. Для анализа опасности поражения электрическим током в различных ситуациях определим ток, проходящий через тело человека в этих случаях, и сравним его с допустимым значением [22].
Электропотребители питаются от трехфазной четырехпроводной сети с заземленной нейтралью. В нормальном режиме работы проводимости фазных и нулевого проводов относительно земли имеют малые значения, по сравнению с проводимостью заземлителя нейтрали. При определении тока, проходящего через тело человека касающегося фазы сети, ими можно пренебречь. Ток через тело человека определим по формуле:

мА;

где Uф = 220 В – фазное напряжение сети;
Rh = 1000 Ом – сопротивление тела человека;
r0= 4 Ом – сопротивление заземления нейтрали.
Максимально допустимый ток через тело человека равен 10 мА (если ему не угрожают другие опасности кроме поражения электрическим током), в данном случае Ih=219 мА, то есть велика опасность поражения человека током. И если время воздействия такого тока превысит 0,12 секунды, то у человека произойдет остановка дыхания и сердца.

В аварийном режиме напряжение, под которое попадает человек, коснувшись исправного фазного провода, больше фазного, но меньше линейного:

.

Ток через тело человека, в этом случае, определяется по формуле:

мА.

Максимально допустимый ток через тело человека равен 10 мА (если ему не угрожают другие опасности кроме поражения электрическим током), в данном случае Ih=225 мА, то есть вклика опасность поражения человека током. И если время воздействия такого тока превысит 0.12 с, то у человека произойдет остановка дыхания и сердца.
По некоторым причинам (повреждена изоляция, и провод оголен, отсоединился провод от клеммы и др.) может произойти замыкание на корпус и при прикосновении ток через тело человека :

= мА.
где – напряжение прикосновения В;
где rпер=100 Ом – переходное сопротивление между корпусом электрооборудования и землей;
- ток замыкания на землю.
Такой ток (211 мА) также значительно превышает максимально допустимое значение (Ih доп=10 мА) при воздействии его на человека более 0,12 с у человека может произойти остановка дыхания и сердца.
Во всех рассмотренных нами случаях опасность поражения человека электрическим током очень велика.
В машинном зале располагается электротехнологическое оборудование и доступ к нему имеет только электротехнологический персонал первой группы.
Шум и вибрации ухудшают условия труда, оказывая вредное действие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходят нежелательные явления:
• снижается острота зрения и слуха;
• ухудшается внимание;
• повышается кровяное давление.
Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечнососудистой системы, а также нервной системы. Все это, конечно, увеличивает вероятность получения травм.
Основными источниками шума в машинном зале являются газовые и паровая турбины ,станки ,прессы. По замеренным данным наибольший эквивалентный уровень звука, создаваемый машиной, составляет 90,3 дБА. Суммарный уровень звукового давления рассчитывается в соответствии с п.4.3 СНиП II-12-77 и составляет 94,3 дБА. Допустимый эквивалентный уровень звукового давления на рабочих местах должен составлять не более 85 дБА.
Под микроклиматом производственных помещений понимается климат внутренней среды этих помещений, который определяется, допустимыми на организм человека, сочетаниями температуры воздуха, его относительной влажности и скорости движения, температурой окружающих поверхностей и интенсивностью теплового облучения. Эти параметры по отдельности и в комплексе влияют на организм человека, определяя его самочувствие.
В машинном зале одним из источников ухудшения микроклимата является масла, мазута..Котлы выделяют большое количество тепла все же выделяется в окружающее пространство. Учитывая, что в непосредственной близости находятся постоянные рабочие места, нужно принимать различные средства защиты. Температура в этом месте значительно выше допустимого значения (+35*С) и составляет +55*С.
На котельной очень много механизмов, которые имеют вращающиеся части (станки, вентиляторы, конвейеры и другое оборудование). При попадании человека под вращающиеся части ему могут быть нанесены физические травмы. В результате может возникнуть временная или полная потеря трудоспособности человека. Это может произойти из-за невнимательности или несоблюдения техники безопасности.
От освещения рабочих мест зависит безопасность работ, производительность труда и качество выполняемой работы. Из-за плохого освещения ухудшаются условия зрительной работы, повышается утомляемость глаз, нервной системы, снижается производительность труда. Плохое освещение может стать причиной аварий, несчастных случаев или заболеваний.
При обслуживании и ремонте оборудования характер зрительной работы можно описать следующим образом:
• выполняемые работы средней точности;
• наименьший размер объекта различения — 0.5–1.0 мм;
• разряд зрительной работы — IV;
• подразряд зрительной работы — В;
• контраст объекта с фоном — средний;
• освещенность при системе комбинированного освещения должна быть не менее 400 лк.
Измерение освещения производится в соответствии с СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение». По результатам замеров величина освещенности около многих рабочих мест составляет 290-350 люкс, а на открытых площадках составляет 320-360 люкс. Таким образом, в машинном зале освещенность недостаточна для производства работ средней точности, и поэтому необходимо принять меры по ее улучшению.

9.1.2 Меры по снижению влияния опасностей и вредностей на организм

Основываясь на выявленных в машинном зале опасных производственных факторах, рассмотрим различные меры для того или иного оборудования, с целью уменьшения или даже полной изоляции опасностей и вредностей, негативно влияющих на организм.
Рассмотрим методы борьбы с шумом. Одним из основных методов уменьшения шума на производственных объектах является снижение шума в самих его источниках: в электрических машинах, механизмах, компрессорах и вентиляторах. Но это не всегда удается, поэтому используют другие методы. Рассмотрим их.
a) Защита расстоянием:
• размещение оборудования с повышенным шумом (электрических машин, вакуум-насосов, вентиляторов) в изолированных отдельных помещениях;
• вынос оборудования из помещения за пределы машинного зала.
b) Защита изоляцией:
• укрытие звукоизолирующими кожухами узлов оборудования с наибольшей степенью шума;
• изолированное выполнение пультов управления;
• применение резиновых прокладок и пружин
c) Защита временем:
• автоматизация производственных процессов, позволяющая исключить или свести к минимуму время пребывания людей в зонах повышенного шума.
d) Другие способы борьбы с шумом, путем исключения причин их образования:
• замена подшипников качения подшипниками скольжения;
• замена возвратно-поступательного движения вращательным;
• замена механизмов ударного действия безударными;
• замена цепных передач клиноременными;
• погружение в жидкостные масляные ванны деталей механизмов, создающих шум.
Работа у котлов (постоянные рабочие места) относится к категории IIб - работы с интенсивностью энерготрат 201 - 250 ккал/ч (233 - 290 Вт), связанные с ходьбой, перемещением и переноской тяжестей до 10 кг и сопровождающиеся умеренным физическим напряжением. Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах не должна превышать 45 °С, а для оборудования, внутри которого температура равна или ниже 100 °С, температура на поверхности не должна превышать 35 °С.
Так как по техническим причинам достигнуть указанных температур вблизи электрических машин невозможно, необходимо предусмотреть мероприятия по защите работающих от возможного перегревания: водо-воздушное душирование, экранирование, высокодисперсное распыление воды на облучаемые поверхности, кабины или поверхности радиационного охлаждения, помещения для отдыха и др. Применим унифицированные душирующие воздухораспределители с верхним подводом воздуха с увлажнением УДВув.
Также источниками аэродинамического и механического шума, излучаемого через рециркуляционные отверстия и через ограждающие конструкции венткамеры в производственные помещения, являются высоконапорные вентиляторы. Для обеспечения допустимых уровней звукового давления в производственных помещениях с периодическим обслуживанием в машинном зале следует облицевать стены и потолки воздухозаборных шахт, стены венткамеры шумопоглащающими материалами:
• маты из супертонкого стекловолокна плотностью 12 кг/м толщиной 100 мм;
• стеклоткань;
• перфорированная панель из оцинкованной кровельной стали толщиной 2 мм, перфорация 74 %.
Вентиляторы аспирационных систем надо установить на виброизолирующих основаниях (амортизирующих пружинах) с шумопоглащающими вставками (технологический процесс автоматизирован, без постоянных рабочих мест). Воспользовавшись предложенными мероприятиями можно обеспечить снижение уровней звукового давления до допустимых значений и ниже.
В процессе участвует оборудование, имеющее вращающиеся части (например конвейер, насос).
Для уменьшения опасности попадания человека под вращающиеся части оборудования, нужно предпринять ряд мероприятий:
• вращающиеся части оборудования (валы двигателя, шестерни, цепи) снабдить защитными кожухами;
• если возле установки не предусмотрены постоянные рабочие места (некоторые участки конвейера, воздуходувки), поставить защитные ограждения;
• оборудование, возле которого работают люди, оборудовать блокирующими устройствами;
• работникам выдавать специальную одежду.
Практически все оборудование – электротехнологическое. И поэтому всегда существует опасность поражения электрическим током.
В качестве защитной меры по снижению опасности поражения электрическим током, для трехфазных сетей переменного тока с заземленной нейтралью напряжением до 1000 В, предусматривается зануление [35].
Зануление – преднамеренное электрическое соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки, могущих оказаться под напряжением в сети с глухозаземленной нейтральной точкой с защитным нулевым проводником или глухозаземленной средней точкой обмотки источника энергии в сетях постоянного тока.
Назначение зануления – снижение опасности поражения электрическим током в случае прикосновения к корпусу электроустановки или другим металлическим, нетоковедущим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус.
Принцип действия заключается в превращении замыкания на корпус в однофазное короткое замыкание с целью вызвать большой ток, способный обеспечить срабатывание защиты и тем самым автоматически отключить электроустановку от питающей сети.
В машинном зале в качестве технической меры защиты от поражения электрическим током в сетях до 1000 В применено зануление (см. рисунок 9.1). При этом снижается опасность поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим металлическим нетоковедущим частям, оказавшимся под напряжением относительно земли из-за замыкания на корпус и по другим причинам.


Рисунок 9.1– Схема для расчета отключающей способности зануления

Проверка отключающей способности зануления. От щита подстанции с трансформатором мощностью 400 кВА к электродвигателю печного вентилятора мощностью 55 кВт 380/220 В кабелем с медными жилами ВВГ 3х25 мм2 (рисунок 9.1). В качестве нулевого защитного проводника используется стальная полоса 40?4 мм. Для защиты двигателя применяется предохранитель серии ПП 31 с плавкими вставками, время срабатывания которых tср.пв=0,119 с. Коэффициент кратности тока k=3.
Расчет сводится к проверке соблюдения условий срабатывания защиты по выражению:

Iк ? k?Iном.,

где Iк - ток однофазного к.з.

Наименьшее допустимое значение к.з.:

Iк = k?Iном. =3?125=375 А.

По таблице [23] полное сопротивление трансформатора zтр.= 0,056 Ом. Определим сопротивление фазного и нулевого проводников:

,

поскольку фазный провод медный принимаем Хф= 0.
Для нулевого защитного проводника ожидаемая плотность тока в стальной полосе:

,

По таблице [27] находим для полосы 40?4 мм при J=2 А/мм2 r?= 1,54 Ом/км и х?= 0,92 Ом/км. Тогда активное сопротивление полосы:

Rн.з. = r??l= 1,54? 0,2 = 0,308 Ом,

А индуктивное сопротивление:

Хн.з. = х??l= 0,92? 0,2 = 0,184 Ом.

Внешнее индуктивное сопротивление 1 км петли фаза-ноль хп=0,6 Ом/км (рекомендовано для практических расчетов), тогда:

Хп= хп? l=0,6?0,2=0,12 Ом.

Находим по формуле [27] действительное значение тока однофазного короткого замыкания проходящего по петле фаза-ноль:




Вывод: поскольку действительное значение тока однофазного к.з. (390А) превышает наименьший допустимый по условиям срабатывания защиты ток (375А), нулевой защитный проводник выбран правильно, т.е. отключающая способность системы зануления обеспечена.
На ГРЭС приходится применять искусственное освещение, которое создает освещенность на рабочих местах, по данным замера, ?350 люкс. Для уменьшения влияния плохого освещения необходимо периодически мыть окна, производить чистку ламп и светильников от накопившейся пыли и грязи, вовремя заменять непригодные лампы и следить за тем, чтобы заменяемые лампы подходили по своим показателям данному помещению.
Естественная освещенность помещения осуществляется боковым светом через световые проемы в наружных стенах. Нормирование естественного освещения производится при помощи коэффициента естественного освещения (КЕО). Согласно [31] коэффициент естественного освещения нормируется в зависимости от точности работы.
Работа токаря относится к категории зрительной работы, высокой точности. Минимальный коэффициент естественного освещения при боковом освещении равен 2, [32]. Помещение, в котором находится рабочее место оператора, имеет длину 12 м, а ширину 6 м, предприятие располагается в четвертом поясе светового климата [31].
Определим значения коэффициента естественного освещения:

= 2?0,9?0,8 = 1,44

где е = 2 – расчетное значение коэффициента естественной освещенности, для работ высокой точности (наивысшая характеристика зрительных работ, наименьший размер объекта различения 0,15мм, разряд зрительных работ I) [32];
m = 0,9 - коэффициент светового климата, для четвёртого пояса светового климата [31];
с = 0,8 - коэффициент солнечности климата для четвёртого пояса светового климата [31].

Требуемая площадь световых проемов в процентах от площади пола:

* (h0/t0),

где S0 - площадь окон;
Sп = 72 м2 - площадь пола;
Kз = 1,2 - коэффициент запаса для четвертого пояса светового климата [31];
h0 = 9,5 - световая характеристика окон, для листового стекла [31];
t0 = 0,6 - интегральный коэффициент светопропускания, учитывающий пропускание материала, потери света в несущих конструкциях, потери света в солнцезащитных устройствах, для двойных рам с листовым стеклом;
r1 = 1,1- коэффициент, учитывающий повышение КЕО при боковом освещении, благодаря свету отраженному от поверхности помещения и земли.
Выразим S0-площадь окон, требующуюся для обеспечения нужного коэффициента естественной освещенности:

(t0/h0) м2 .

Такую площадь для обеспечения необходимого КЕО могут обеспечить четыре окна размерами 2,3 ? 2 м.
По объекту передвигаются автопогрузчики, которые постоянно перемещают груз и есть опасность попадания персонала под движущееся транспортное средство. Поэтому, чтобы оградить работающих от опасности следует территорию перемещения груза по возможности оградить, водителям автопогрузчиков перед началом движения подавать звуковой сигнал, не превышать установленную скорость движения транспортного средства по территории предприятия и не перевозить людей на подножках погрузчика . На стенах вывесить плакаты, предупреждающие об опасности.
Для снижения опасности поражения электрическим током на территории машинного зала необходимо:
• проводить обучение персонала;
• проводить инструктаж по технике безопасности среди рабочих;
• периодически проверять знания по технике безопасности;
• электроустановки оборудовать средствами (устройствами) защиты от поражения электрическим током;
• вывесить плакаты и таблички, предупреждающие об опасности поражения электрическим током в местах, где таковое имеется.

9.2 Безопасность

В соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов", настоящими проектом предусмотрены следующие мероприятия, направленные на снижение и возможное устранение опасных ситуаций, связанных с работой основного и вспомогательного оборудования котельной:
Все горячие внешние поверхности топок и газоходов котлов, трубопроводы, а также вспомогательное оборудование, имеющее значительные тепловыделения, изолированы. При этом при температуре окружающего воздуха +25 С° температура наружного слоя изоляции составляет +45 С.
Размеры проходов для обслуживания основного и вспомогательного оборудования соответствуют требованиям правил Госгортехнадзора.
Устанавливаются взрывные предохранительные клапаны в объеме заводской поставки на котлах. При установке взрывных клапанов в местах, опасных для обслуживания персонала они снабжены отводными коробами или ограждены отбойными щитами со стороны возможного нахождения людей.
Трубопроводы соединены сваркой, за исключением мест присоединения к арматуре.
Муфтовые соединения применяются на трубопроводе диаметром не более 50 мм. Для защиты от повышения рабочего давления среды устанавливаются предохранительные клапаны:
1) на котлах – в объеме заводской поставки;
2) на питательном трубопроводе между поршневым насосом и запорным органом.
В нижних точках каждого отключаемого запорными органами участка трубопровода предусмотрены спускные штуцера, снабженные арматурой для его опорожнения. Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов устанавливаются воздушники.
Компоновка оборудования и прокладка трубопроводов позволяет удобно и безопасно их обслуживать.
Персонал, обслуживающий котельную, должен пройти медицинское освидетельствование, аттестацию, инструктаж и точно, выполнять все требования техники безопасности.
Все технические устройства: технологические установки и оборудование систем теплоснабжения имеют технические паспорта и сертифицированы в соответствии требованиям промышленной безопасности в установленном Законодательством порядке. Все химические вещества, применяемые в качестве водоумягчителей и стабилизирующих средств солевых отложений в системах водоснабжения, имеют санитарно-гигиенические сертификаты Госсанэпиднадзора Минздрав России выпускаются по техническим условиям, утвержденным Министерством промышленности России.

9.2.1 Электробезопасность

Для обеспечения безопасности при эксплуатации электроустановок в проекте все электроустановки заземляются путем их присоединения не менее чем в двух местах к контурам заземления электрооборудования и молниезащиты с учетом требований ПУЭ.
Расчетные токовые нагрузки не превышают максимально допустимые для выбранных сечений проводов и кабелей. Аппараты, приборы провода, шины и конструкции соответствуют нормальным условиям режима коротких замыканий.
Заземление электрооборудования обеспечивает безопасность персонала при эксплуатации и ремонте электроустановок. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 и 8 Ом при межфазных напряжениях 380 и 220 В, соответственно.
Электропотребляющие установки, электрические устройства в определенных случаях могут привести к поражению эл. током. Контакт человека с нетеплоизолированными поверхностями теплопроводов и оборудования тепловой схемы может привести к ожогам различной степени тяжести.
Предусмотренные системы и средства автоматизации обеспечивают автоматическую защиту и блокировку оборудования с выдачей необходимых сигналов аварийных параметров в соответствии с заданием и требованием действующих норм и правил безопасности.
Дозирующая установка реагента-комплексона химводоочистки котельной запроектирована как индивидуальная установка с автоматическим дозированием химреагента, с емкостью достаточного объема, позволяющей производить заливку реагента в предельно редких случаях (1 раз в 6-8 мес.). Упаковка реагента-комплексона и конструкция бака позволяет при соблюдении инструкции по эксплуатации установки полностью избежать контакта обслуживающего персонала с реагентом. Дозированная минимальная подача реагента в тепловые сети делает его полностью безопасным как для отопления, так и для системы горячего водоснабжения.

9.2.2 Пожарная безопасность

Категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности в зависимости от количества и пожаровзрывоопасных свойств находящихся в производстве веществ и материалов и с учетом особенности технологических процессов должны быть определены в соответствии с нормами пожарной безопасности [37].
Для предотвращения взрыво- и пожароопасных ситуаций надо:
• заделать места прохода воздуховодов через перекрытия и стены после их монтажа несгораемыми материалами толщиной, обеспечивающей огнестойкость, равную огнестойкости соответствующего ограждения;
• применить автоматическое отключение вентсистем при пожаре, обслуживающих участки с категорией «В» по пожаровзрывоопасности;
• изготовить воздуховоды и вентоборудование систем общеобменной, местной и технологической вентиляции из несгораемых материалов.
В случае возникновения пожара нужно вызвать пожарных или если это небольшой очаг возгорания можно воспользоваться огнетушителями определенного типа:
• химические пенные (ОХП) и химические воздушно-пенные (ОХВП) огнетушители предназначены для тушения различных горящих твердых материалов и горючих жидкостей. Запрещается их использование для тушения горящих кабелей и проводов, находящихся под напряжением, а также щелочных металлов;
• воздушно-пенные огнетушители (ОВП) предназначены для тушения пожаров и загораний твердых веществ и горючих жидкостей. Запрещается применение этих огнетушителей для тушения горящих электроустановок, находящихся под напряжением, а также щелочных металлов;
• углекислотные огнетушители (ОУ) предназначены для тушения загораний различных веществ и материалов, а также электроустановок, кабелей и проводов, находящихся под напряжением до 10 кВ;
• порошковые огнетушители (ОП) предназначены для тушения пожаров твердых, жидких и газообразных веществ, а также электроустановок находящихся под напряжением до 1 кВ.
На территории машинного зала возле электроустановок должны висеть ОУ и ОП. Если рядом есть оборудование и инвентарь нормально не находящиеся под напряжением и не содержащие горючие газы и жидкости, должны также быть ОХП, ОХВП или ОВП.
На территории предприятия должны находиться пожарные щиты первичных средств пожаротушения. Они предназначены для концентрации и размещения в определенном месте ручных огнетушителей, немеханизированного пожарного инвентаря и инструмента, применяемого при ликвидации загораний на объектах.
Щиты могут быть промышленного изготовления (деревянные – ЩПД, металлические – ЩПМ) или изготовленные на месте с габаритами не менее 1200?600 мм и окрашенные в соответствии с требованиями государственного стандарта.
Допускается установка пожарных щитов в виде навесных шкафов с закрывающимися дверцами, которые должны позволять визуально определять вид хранящихся средств пожаротушения и инвентаря. Дверцы должны быть опломбированы и открываться без ключа и больших усилий.
Крепление средств пожаротушения и инвентаря на щитах должно обеспечивать быстрое их снятие без специальных приспособлений или инструмента.
В качестве вспомогательного средства является песок, который храниться в ящике вместимостью 0.5 м3. Обычно такие ящики хранятся рядом с пожарными щитами.
Пожарные топоры, багры, ведра и другой пожарный инвентарь предназначен для вскрытия конструкций или растаскивания горящих материалов. Этот инвентарь навешивается на пожарных щитах.
Количество пожарных щитов на объекте не регламентируется и определяется только спецификой местных условий, а также удобством пользования и надзора за их содержанием для персонала.
9.3 Микроклимат

Допустимые нормы температуры не более +240С, относительная влажность 75 %, скорость движения воздуха не более 0,5 м/с.
Для устранения тепловыделений в котельной применяется вентиляция с естественным побуждением.
Содержание вредных веществ отсутствует.
В котельной должен быть соответствующий микроклимат.
Допустимые нормы микроклимата по категориям допустимого и функционального состояния человека:
1. Перепад температур на высоте не более 30С.
2. Перепад температур по горизонтали и ее изменение в течение смены не более 50С.
Категория энергозатрат определяется по СанПиН 2.24.548-96 в холодное и теплое время года:
1. категория по уровню энергозатрат 175-232 Вт, IIа для работы в операторской.
2. температура воздуха – ниже оптимальной величины 17-18,9 оС; выше оптимальной величины 21,1-23,3 оС;
3. температура поверхностей 16-24 оС.

9.4 Освещенность

По характеру зрительной нагрузки работы, выполняемые в котельной, относятся к IV разряду. Нормативное значение коэффициента естественной освещенности (КЕО) составляет 1,5% согласно СНиП 23-05-95 [34]
По условиям гигиены труда для освещения производственных и других помещений должно быть максимально использовано естественное освещение. Искусственное освещение запроектировано с помощью светильников с лампами накаливания типа НСП 11, установленными на кронштейнах. В операторской освещение выполнено светильниками с лампами накаливания, т.к. газоразрядные лампы при работе с дисплеями применять не рекомендуются (с целью снижения нагрузки на глаза). Предусмотрено рабочее (создающее нормированные уровни освещенности), аварийное (освещение, обеспечивающее видения, необходимые для временного продолжения работ) и ремонтное освещение. Сеть освещения выполнена трехпроводной с трехкратным заземляющим защитным проводником.
Искусственное освещение, отвечающее требованиям СНиП 3.05.06-85 [35] составляет 75 лк.

9.5 Защита от шума и вибраций

В котельной установлено много оборудования, эксплуатация которого сопровождается вибрацией и шумом. Таким оборудованием являются: насосы, вентиляторы, горелки и др.
Предусматриваются следующие мероприятия по ограничению шума и снижению его уровня:
а) компоновочные.
Щит управления выносится в специальное отделение, стены и перекрытия которого звукоизолированы.
Это позволяет обеспечить аэрацию помещения, звукоизоляцию, избежать влияния вибрации на показания приборов.
б) технологические.
• - управление основным технологическим оборудованием производится с группового щита управления, расположенного в отдельном помещении;
• основное и вспомогательное оборудование создает в процессе эксплуатации шум на постоянных рабочих, не превышающий 80 дБ, установленный по ГОСТ 12.1.003-83* [36];
• установка вибрирующих агрегатов на упругих амортизаторах;
• создание достаточной массы фундаментов для гашения вибрации.

9.6 Эргономические показатели

Рабочее место оператора находится в отдельно стоящем здании. Приборы находятся в пределах видимости и досягаемости.
Размер приборов и надписей соответствует стандарту, установленному на центральном щите управления ГОСТ 12.2.049-80 [37].
Оборудование снабжено звуковой и световой сигнализацией.
При работе с компьютером для снижения нагрузки на глаза дисплей должен быть установлен наиболее оптимально с точки зрения эргономики: верхний край дисплея должен находиться на уровне глаз, а расстояние до экрана не менее 65 см. Мерцание экрана должно происходить с частотой fмер >70 Гц.
Рабочие места в кабинете расположены перпендикулярно оконным проемам, это сделано с той целью, чтобы исключить прямую и отраженную блесткость экрана от окон и приборов искусственного освещения, которыми являются лампы накаливания.





ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения дипломного проекта была запроектирована реконструкция котельной ООО СК "Северо-Западный трубный завод" г. Санкт-Петербург.
В проекте был произведен расчет и выбор водоподготовительной установки. Рассмотрены вопросы оснащения котельной КИП и автоматикой, вопросы охраны труда и экологии, гражданской обороны. Произведен расчет технико-экономических показателей и эффективности проекта.
Котельной вырабатывается 4843,28 ГДж/год тепла. По результатам расчета себестоимость отпускаемой тепловой энергии составила, что более чем в два раза ниже тарифа.
Срок окупаемости проекта равен 2 года.
Основные выводы в результате проделанной работы.
1. Выбор наиболее подходящей технологии получения высокочистой воды для подпитки паровых котлов должен производиться на основе тщательного анализа капитальных и эксплуатационных затрат.
2. В целом, ионообменные технологии могут оказаться предпочтительнее мембранных при высокой производительности ВПУ и низком солесодержании исходной воды (ниже 100-150 мг/л). При более высоких значениях солесодержания (сухого остатка) наиболее выгодны мембранные технологии (обратный осмос, электродеионизация) и их комбинация с ионным обменом (Na-катионированием, обессоливанием на ФСД).
3. В случаях, когда состав (солесодержание) исходной воды изменяется в широких пределах в течение года (например, при паводках) или когда исходной водой ВПУ является смесь различных вод, к технико-экономическому сравнению следует подходить особенно тщательно. В частности, при расчете средних значений концентраций тех или иных компонентов и солесодержания необходимо учитывать вклад периодов более низкого солесодержания в среднегодовые показатели. В случаях, когда возможно резкое увеличение солесодержания в исходной воде или требуется наивысшая надежность системы (например, в атомной энергетике), самым обоснованным вариантом является комбинация двух ступеней обратного осмоса и электродеионизации.
4. При выборе той или иной технологии водоподготовки необходимо также учитывать возможные дополнительные выгоды, которые могут быть получены от применения мембранных технологий, в частности уменьшение расходов на строительство зданий цеха ВПУ, реагентного хозяйства и т.п. При учете этих дополнительных выгод схемы с комбинированием обратного осмоса и электродеионизации становятся предпочтительнее схем с дообессоливание пермеата обратного осмоса на ФСД.


ЛИТЕРАТУРА

1. Сутоцкий Г.П. Повреждения энергетического оборудования, связанные с водно-химическим режимом: Оборудование ТЭС и промышленных котельных. - С.-Пб.: НПО ЦКТИ, 1992.
2. Ширяев Р.Я. Основные причины аварий «жаротрубников» // Аква-Терм, 2005, №4(26).
3. Проспект «Nalko Chemical Company» (вместе с ЗАО «Налко») «Обработка питательной воды для котов», 1983, 1998.
4. Новые стандарты водоподготовки для систем теплоснабжения в Дании// Энергосбережение и водоподготовка, 2004, №3(30).
5. Балабан-Ирменин Ю.В., Богловский А.В., Васина Л.Г., Рубашов А.М. Закономерности накипеобразования в водогрейном оборудовании систем теплоснабжения (обзор) // Энергосбережение и водоподготовка, 2004, № 3(30).
6. Дрикер Б.Н. Предотвращение минеральных отложений и коррозии металла в системах водного хозяйства с использованием фосфорсодержащих комплексонов. Автореферат дисс. докт. техн. наук.- М.: РХТУ, 2011.
7. An Economic Comparison of Reverse Osmosis and Ion Exchange in Europe, Ion Exchange Developments and Applications / P.A.Newell, S.P. Wrigley, P. Sehn and S.S. Whipple // Proceedings of IEX ’96, Royal Society of Chemistry. Р.58-66.
8. Beardsley S., Coker S., and Whipple S. The Economocs of Reverse Osmosis and Ion Exchange // Paper presented at WATERTECH ’94, Nov 9-11, 1994.
9. Мамет А.П., Ситняковский Ю.А. Сравнение экономичности ионитного и обратноосмотического обессоливания воды // Электрические станции. 1992. №6. С.63-66.
10. Whipple S., Ebach E. and Beardsley S. UltraPure Water. October 1987.
11. Rohm and Haas. IXCalc Ion Exchange Design Software.
12. Owens DL. Practical Principals of Ion Exchange water treatment // Tall Oaks Publishing Inc., 1985.
13. BetzDearborn Handbook of Industrial Water Conditioning. 9th edition, 1991.
14. Gerard R., Hachisuka H., Hirose M. // Desalination. 1998. 119. P.47-55.
15. Strathmann H. Membrane and Membrane Separation Processes // Ellmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry. 2005. >16. Bornak W. Ion Exchange deionization for industrial users // Tall Oaks Publishing Inc., 2003.
17. Water conditioning manual. Dowex ion exchange resins, 1985.
18. Kunin R. Amber-hi-lites. Fifty years of ion exchange technology // Tall Oaks Publishing Inc., 1996.
19. Tan P. Optimizing a high-purity water system // Tall Oaks Publishing Inc., 2007.
20. Gerard R., Laflamme R. Technology Selection Tools for Boiler Feedwater Applications // Paper presented at Abu Qir WTT Conference 2008 (Tech Paper GE 1160EN).
21. Зах Р.Г. Котельные установки. – М.: Энергия, 1968. – 231с.
22. Кузовлев В.А. Техническая термодинамика и основы теплопередачи. – М.: Высшая школа, 1983. – 335с.
23. Сидельковский Л.Н., Юреньев В.Н. Парогенераторы промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1978. – 336с.
24. Насосы, вентиляторы, компрессоры, калориферы, электродвигатели: Справочник-каталог.- Мн.: ЗАО БелНасосПром, 2002.
25. Шур И.А. Газорегуляторные пункты и установки. – Л.: Недра, 1985. – 288с.
26. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. – 2-ое изд. – М.: Энергия, 1976.
27. Мурин Г.А. Теплотехнические измерения. – М.: Энергия, 1968. – 584с.
28. Методические указания по расчету выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/ч. – М.: Гидрометеоиздат, 1985.
29. Практическое руководство к курсовой работе по курсу «Организация и планирование производства. Управление предприятием». – Гомель: ГГТУ, 1997.
30. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей // Под ред. А.А. Николаева. – М.: Стройиздат, 1965.
31. Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий. – М.: Стройиздат, 1979. – 79с.
32. Правила безопасности в газовом хозяйстве Республики Беларусь. – Мн.,1993.
33. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. – М.: Издательство МЭИ, 2001.- 472с.
34. СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.
35. СНиП 3.05.06-85. Электротехнические устройства.
36. ГОСТ 12.1.003-83. Шум. Общие требования безопасности.
37. ГОСТ 12.2.049-80. ССБТ. Оборудование производственное. Общие эргономические требования.



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.