Загрязненные сточные воды ТЭС и их водоподготовительных установок состоят из различных по количеству и качеству потоков. В их состав входят (в порядке убывания количества):
а) сточные воды как оборотных, так и прямоточных (разомкнутых) систем гидрозолошлакоудаления (ГЗУ) электростанций, работающих на твердом топливе;
б) продувочные воды оборотных систем водоснабжения ТЭС, сбрасываемые постоянно;
в) сточные воды водоподготовительных (ВПУ) и конденсатоочистительных (КОУ) установок, сбрасываемые периодически, в том числе: пресные, зашламленные, засоленные, кислые, щелочные, замасленные и замазученные воды главного корпуса, мазутного и трансформаторного хозяйства ТЭС;
г) продувочные воды паровых котлов, испарителей и паропреобразователей, сбрасываемые постоянно;
д) замасленные и зашламленные снеговые и дождевые стоки с территории ТЭС;
е) обмывочные воды РВП и поверхностей нагрева котлов (стоки от РВП котлов, работающих на мазуте, сбрасываются 1-2 раза в месяц и реже, а от других поверхностей и при сжигании твердых топлив - чаще);
ж) замасленные, загрязненные внешние конденсаты, пригодные после их очистки для питания паровых котлов-испарителей;
з) сбросные, отработанные, концентрированные, моющие кислые и щелочные растворы и отмывочные воды после химических промывок и консервации паровых котлов, конденсаторов, подогревателей и другого оборудования (сбрасываются несколько раз в год, обычно летом);
и) воды после гидроуборки топливных цехов и других помещений ТЭС (сбрасываются обычно 1 раз в сутки в смену, чаще днем).
На ТЭС должны существовать единая система водоснабжения - водоотведения, при которой сбросные воды одного типа непосредственно или после некоторой обработки могли бы быть исходными для других потребителей той же ТЭС (или внешних). Например, сбросные воды прямоточных систем водоснабжения после конденсаторов, а также продувочные воды оборотных систем при небольшом (в 1,3-1,5 раза) их упаривании, а также загрязненным нефтью сточные воды ТЭЦ могут являться исходной водой ВПУ, равно как и последние порции отмывочной воды обессоливающих фильтров.
Все возвращаемые в «голову» процесса сбросные воды не должны нуждаться в обработке реагентами на предочистке, в случае же необходимости обработки известью, содой и коагулянтом они должны перемешиваться (усредняться) в сборном баке. Вместимость этого бака должна быть рассчитана на сбор 50 % всех сточных вод ВПУ за сутки, в том числе 30 % сточных вод ионитной части. Нежелательно смешивать прозрачные мягкие и шламовые сбросные воды. Следует учитывать, что не менее 50 % всех сбросных вод ВПУ, в том числе все сточные воды предочисток всех типов, включая сбросные воды после взрыхления ионитных фильтров пресной водой, последние порции отмывочной воды ионитных фильтров обессоливающих установок, а также воды, сбрасываемые при опорожнении осветлительных и ионитных фильтров, имеют солесодержание, жесткость, щелочность и другие показатели такие же или даже лучшие, чем предочищенная и тем более исходная вода, и поэтому могут быть без дополнительной обработки реагентами возвращены в «голову» процесса, в осветлители или, что еще лучше, на осветлительные, Н- или Na-катионитные фильтры.
Кроме единой общей канализации для всех видов пресных вод ВПУ должны иметься и отдельные сбросные каналы для засоленных и кислых вод (щелочные должны полностью использоваться в цикле, в том числе для нейтрализации). Эти воды нужно собирать в специальные баки-котлованы.
Ввиду периодической работы земляных котлованов (преимущественно в летнее время) для моющих растворов и отмывочных вод котлов после химических промывок, после установок для нейтрализации этих вод и обмывочных вод РВП следует предусматривать возможность подачи на эти сооружения различных сбрасываемых кислых, щелочных и засоленных вод ВПУ для совместной или попеременной нейтрализации, отстаивания, окисления и передачи их в систему ГЗУ или другим потребителям. При получении из обмывочных вод РВП окиси ванадия эти воды до выделения ванадия с другими не смешивают. При этом нейтрализованная установка или, по крайней мере, ее насосы и арматура должны размещаться в утепленном помещении.
Засоленные воды после Na-катионитных фильтров делят на три части по их качеству и используют по-разному.
Концентрированный отработавший раствор соли, содержащий 60-80 % удаленной жесткости при 50-100 %-ном избытке соли и составляющий 20-30 % общего объема засоленных вод, должен направляться в систему ГЗУ или на умягчение с возвратом на ВПУ, или на выпаривание с получением твердых солей Са, Mg, Na, CI, S0 4 , или в земляные котлованы, откуда после смешения с другими стоками, разбавления и совместной нейтрализации его можно направлять в канализацию, на нужды ТЭС или внешним потребителям. Вторая часть отработавшего раствора, содержащая 20-30 % всей удаляемой жесткости при 200-1000 %-ном избытке соли, должна собираться в бак для повторного использования. Третья, последняя часть - отмывочная вода - собирается в другой бак для использования при взрыхлении, если ее еще нельзя направить в «голову» процесса или для первой стадии отмывки.
Концентрированные засоленные воды после Na-катионитных фильтров и нейтрализованные воды Н-катионитных и анионитных фильтров (первые порции) можно подавать в системы ГЗУ для транспортировки золы и шлака. Накопление в воде ГЗУ Са(ОН) 2 , CaS0 4 приводит к насыщению и пересыщению воды этими соединениями с выделением их в твердом виде на стенках труб и оборудования. Масла и нефтепродукты из сточных вод, оставшиеся в них после нефтеловушек, при сбросе их в систему ГЗУ сорбируются золой и шлаком. Однако при большом содержании нефтепродуктов они могут сорбироваться не полностью и находиться на золоотвалах в виде плавающих пленок. Для предотвращения попадания их с сбрасываемой водой в водоемы общего пользования на золоотвалах сооружаются приемные колодцы для сбросных вод с затворами («запанями») для задержки плавающих нефтепродуктов.
Мягкие щелочные, иногда горячие продувочные воды паровых котлов, испарителей, паропреобразователей после использования их выпара и теплоты, а также мягкие щелочные отмывочные воды анионитных фильтров могут служить питательной водой менее требовательных паровых котлов, а также (при отсутствии в теплофикационной системе теплообменников с латунными трубами) подпиточной водой закрытых систем теплоснабжения. При содержании в них фосфатов Na 3 P0 4 в количестве более 50 % общего солесодержания их можно использовать для стабилизационной обработки оборотной воды, а также для растворения соли с целью умягчения ее раствора содержащимися в продувочной воде щелочами и фосфатами.
При выборе способа обработки засоленных, кислых или щелочных вод после регенерации ионитных фильтров следует учитывать резкие колебания концентраций растворимых веществ в этих водах: максимальные концентрации в первых 10-20 % общего объема сбрасываемой воды (собственно отработанные растворы) и минимальные концентрации в последних 60-80% (отмывочные воды). Такие же колебания концентрации отмечаются и в отработанных растворах и отмывочных водах после химических промывок паровых и водогрейных котлов и других аппаратов.
В то время как отмывочные воды с небольшой концентрацией растворимых веществ сравнительно легко могут быть нейтрализованы (взаимно), окислены и вообще очищены от удаляемых загрязнений, очистка большого объема более концентрированной смеси отработанных растворов и отмывочных вод требует больших объемов оборудования, значительных затрат труда, средств и времени.
Отработанные щелочные растворы и отмывочные воды после регенерации анионитных фильтров (кроме первой порции раствора после фильтров 1-й степени) должны быть повторно использованы внутри ВПУ. Первая же порция направляется на нейтрализацию кислых сбросных вод ВПУ, и ТЭС.
Схема бессточной ТЭС
На рис. 13.18 в качестве примера приведена схема бессточного водоснабжения ТЭС, работающей на угле. Зола и шлак из котлов подаются на золоотвал 1. Осветленная вода 2 с золоотвала возвращается в котлы. При необходимости часть этой воды подвергается очистке на установке локальной очистки 3. Образующиеся при этом твердые отходы 4 подаются на золоотвал 1. Частично обезвоженные зола и шлак утилизируются. Возможно также сухое шлакозолоудаление, что упрощает утилизацию золы и шлака.
Дымовые газы 5 котлов проходят очистку в установке десульфуризации газов 6. Образующиеся сточные воды очищаются по технологии с использованием реагентов (извести, полиэлектролитов). Очищенная вода возвращается в систему газоочистки, а образовавшийся гипсовый шлам вывозится на переработку.
Сточные воды 7, образующиеся при химических промывках, консервации оборудования и обмывке конвективных поверхностей нагрева котлов, подаются в соответствующие установки по очистки 8, где обрабатываются с использованием реагентов по одной из описанных ранее технологий. Основная часть очищенной воды 9 используется повторно. Ванадий содержащий шлам 10 вывозится на утилизацию. Осадки 11, образовавшиеся при очистке сточных вод, вместе с частью воды подаются на золоотвал 1 либо складируются в специальных шламонакопителях. В то же время, как показал опыт работы Саранской ТЭЦ-2, при подпитке котлов дистиллятом МИУ эксплуатационная очистка котлов практически не нужна. Следовательно, сточные воды такого типа будут практически, отсутствовать либо их количество будет незначительным. Аналогичным образом утилизируется вода от консервации оборудования, либо применяются методы консервации, не сопровождающиеся образованием сточных вод. Часть этих сточных вод после обезвреживания может равномерно подаваться на ВПУ для обработки совместно с продувочными водами 12 СОО (системы оборотного охлаждения).
Исходная вода непосредственно либо после соответствующей обработки на ВПУ подается в СОО. Необходимость обработки и ее вид зависят от конкретных условий работы ТЭС, в том числе от состава исходной воды, необходимой степени ее упаривания в СОО, типа градирен и др. С целью сократить потери воды в СОО градирни могут быть оборудованы каплеуловителями либо применены полусухие или сухие градирни. Вспомогательное оборудование 13, при охлаждении которого возможно загрязнение оборотной воды нефтепродуктами и маслами, выделено в самостоятельную систему. Вода этой системы подвергается локальной очисткеот нефтепродуктов и масла в узле 14 и охлаждается в теплообменниках 15 водой 16 из основного контура СОО охлаждения конденсаторов турбин. Часть этой воды 17 используется для восполнения потерь в контуре охлаждения вспомогательного оборудования 13. Выделенные в узле 14 масло- и нефтепродукты 18 подаются на сжигание в котлы.
Часть воды 12, подогретой в теплообменниках 15, направляется на ВПУ, а ее избыток 19 - на охлаждение в градирни.
Продувочная вода 12 СОО проходит обработку на ВПУ по технологии, с использованием реагентов. Часть умягченной воды 20 подается на подпитку закрытой теплосети перед подогревателями 21 сетевой воды. При необходимости часть умягченной воды может быть возвращена в СОО. Необходимое количество умягченной воды 22 направляется в МИУ. Сюда же подаются продувки 23 котлов, а также конденсат 24 с мазутного хозяйства непосредственно либо после очистки в узле 25. Выделенные из конденсата нефтепродукты 18 сжигаются в котлах.
Пар 26 первой- ступени МИУ подается на производство и в мазутное хозяйство, а полученный дистиллят 27 поступает на подпитку котлов. Сюда же подается конденсат с производства и конденсат сетевых подогревателей 21 после обработки в конденсатоочистке (КО). Сточные воды 28 КО и блочной обессоливающей установки БОУ используются в ВПУ. Сюда же подается продувочная вода 29 МИУ для приготовления регенерационного раствора по описанной ранее технологии.
Ливневые стоки с территории ТЭС собираются в накопителе ливне стоков 30 и после локальной очистки в узле 31 также подаются в СОО либо на ВПУ. Выделенные из воды нефте- и маслопродукты 18 сжигаются в котлах. В СОО могут также подаваться грунтовые воды без или после соответствующей обработки.
При работе по описанной технологии в значительных количествах будет образовываться известковый и гипсовый шлам.
Перспективны два направления создания бессточных ТЭС:
Разработка и внедрение экономичных и экологически совершенных инновационных технологий подготовки добавочной воды парогенераторов и подпиточной воды теплосети;
Разработка и внедрение инновационных нанотехнологий максимально полной переработки и утилизации образующихся сточных вод с получением и повторным использованием в цикле станции исходных химических реагентов.
Рисунок 13. Схема ТЭС с высокими экологическими показателями
За рубежом (особенно в США) в связи с тем, что лицензия на работу электростанции выдается зачастую при условии полной бессточности, схемы водоподготовки и очистки стоков взаимоувязаны и представляют собой комбинацию мембранных методов, ионитного и термического обессоливания. Так, например, технология подготовки воды на электростанции Норт-Лейк (Техас, США) включает в себя две параллельно работающие системы: коагуляция сульфатом железа, многослойная фильтрация, далее обратный осмос, двойной ионный обмен, ионный обмен в смешанном слое или электродиализ, двойной ионный обмен, ионный обмен в смешанном слое.
Подготовка воды на ядерной станции Брайдвуд (Иллинойс, США) представляет собой коагуляцию в присутствии хлорирующего агента, известкового молока и флокулянта, фильтрацию на песчаном или активноугольном фильтрах, ультрафильтрацию, электродиализ, обратный осмос, катионообменный слой, анионообменный слой, смешанный слой.
Анализ технологий, реализуемых для переработки высокоминерализованных сточных вод на отечественных электростанциях, позволяет утверждать, что полная утилизация осуществима только путем испарения в различных типах испарительных установок. При этом получают в качестве продуктов, пригодных к дальнейшей реализации – шлам осветлителей (в основном – карбонат кальция), шлам на гипсовой основе (в основном – двухводный сульфат кальция), хлорид натрия, сульфат натрия.
На Казанской ТЭЦ-3 создан замкнутый цикл водопотребления путем комплексной переработки высокоминерализованных сточных вод термообессоливающего комплекса с получением регенерационного раствора и гипса в виде товарного продукта. При работе по этой схеме образуется избыточное количество продувочной воды испарительной установки в объеме около 1 м³/ч. Продувка представляет собой концентрированный раствор, в котором в основном содержатся катионы натрия и сульфат-ионы.
Рисунок 14. Технология переработки стоков термообессоливающего комплекса Казанской ТЭЦ-3.
1, 4 – осветлители; 2, 5 – баки осветленной воды; 3, 6 – механические фильтры; 7 – натрий-катионитовые фильтры; 8 – бак, химочищенной воды; 9 – химочищенная вода на подпитку теплосети; 10 – бак концентрата испарительной установки; 11 – бак-реактор; 12, 13 – баки различного назначения; 14 – бак осветленного раствора для регенерации (после подкисления и фильтрации) натрий-катионитовых фильтров; 15 – кристаллизатор; 16 – кристаллизатор-нейтрализатор; 17 – термохимический умягчитель; 19 – бункер; 20 – приямок; 21 – избыток продувки испарителя; 22 – фильтр с активноугольной загрузкой; 23 – электромембранная установка (ЭМУ).
Разработана инновационная нанотехнология переработки избытка продувочной воды термообессоливающего комплекса на базе электромембранной установки с получением щелочи и умягченной воды. Сущность электромембранного метода заключается в направленном переносе диссоциированных ионов (растворенных в воде солей) под влиянием электрического поля через селективно проницаемые ионообменные мембраны.
Паламарчук, Александр Васильевич
Ученая cтепень:
Кандидат технических наук
Место защиты диссертации:
Новочеркасск
Код cпециальности ВАК:
Специальность:
Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты
Количество cтраниц:
Введение
Глава 1 Анализ технологических схем и методов вЬдоприготовления на ТЭС и АЭС
1.1 Роль и место блока химводоочистки в тепловых схемах ТЭС и АЭС
1.2 Современные методы водоподготовки
1.2.1 Технологическая схема предварительной очистки воды
1.2.2 Технологии химического обессоливания на базе ионитных фильтров
1.2.3 Технология термического обессоливания воды
1.3 Основные направления совершенствования схем ВПУ
1.3.1 Схема традиционного химического обессоливания
1.3.2 Схема термического обессоливания
1.3.3 Схема химического обессоливания воды с упариванием стоков
1.3.4 Схема термохимического обессоливания со смешением всех или части стоков Na-катионитных фильтров с исходной водой
1.3.5 Схема термохимического обессоливания со сбросом части стоков Na-катионитных фильтров
1.3.6 Схема химического обессоливания по технологии UP.CO.R
1.3.7 Усовершенствованная схема химического обессоливания
1.4 Сравнительный анализ экологических показателей работы схем обессоливания воды на ТЭС и АЭС
1.5 Анализ существующих методов утилизации шламов химводоочи-сток на ТЭС и АЭС
1.6 Краткие выводы и постановка задачи исследований
Глава 2 Методика исследований
2.1 Исследование физико-химических свойств шламов ХВО ТЭС и
2.2 Исследование радиологических свойств шламов ТЭС и Волгодонской АЭС
2.3 Исследование наведенной активности в шламе Волгодонской
2.4 Химический анализ компонентов при изготовлении модельных растворов исходной воды
2.5 Методические аспекты исследования шламов ВПУ ВоАЭС , РоТЭЦ-2 и технологических масс на основе этих шламов
Глава 3 Результаты экспериментального исследования свойств шламов ХВО ТЭС и АЭС
3.1 Физико-химические и гранулометрические характеристики шламов ХВО ТЭС и АЭС
3.2 Исследование фазового состава и термодинамических свойств шламов ХВО
3.3 Результаты исследования радиологических и гигиенических характеристик шлама ХВО Волгодонской АЭС и шести ТЭЦ и ГРЭС Российской Федерации
3.4 Результаты исследования наведенной активности в шламе ХВО Волгодонской АЭС
3.5 Математическое определение состава шламов ХВО ТЭС и АЭС по данным о качестве исходной воды
3.6 Результаты исследования технологических свойств сырьевых масс на основе шламов ХВО ТЭС и АЭС
3.6.1 Результаты исследования пластичности смесей шламов с глиной
3.6.2 Результаты исследования механической прочности и связующей способности масс на основе шламов ХВО
3.6.3 Результаты оценки прочности бетонных смесей на основе шламов ХВО
3.6.4 Результаты исследования технологических характеристик керамических изделий на основе шлама Волгодонской АЭС
3.6.5 Результаты исследования механизма формирования структуры спекаемых масс с добавками шлама ХВО
3.7 Результаты исследования технологических характеристик получения извести из шлама ХВО Волгодонской АЭС
3.8 Краткие выводы
Глава 4 Разработка многоцелевой технологической схемы химического обессоливания исходной воды ТЭС и способов утилизации шлама
ХВО (на примере Волгодонской АЭС)
4.1 Исходные данные для проектирования схемы ХВО 93 4.1.1 Технологическая характеристика модернизируемой схемы ХВО
4.2 Вариант модернизации схемы ХВО с безотходной технологией переработки солесодержащих стоков
4.3 Разработка схемы ХВО с утилизацией шламовых отходов и солесодержащих стоков
4.4 Краткие выводы
Глава 5 Технико-экономические характеристики многоцелевой безотходной схемы химводоочистки Волгодонской АЭС
5.1 Результаты технико-экономического сравнения технологий обессоливания добавочной воды на ТЭС и АЭС
5.2 Технико-экономические показатели строительства и модернизации химводоочистки Волгодонской АЭС
5.3 Расчет затрат на тепловую энергию при производстве изделий из шлама ХВО ВоАЭС
5.4 Краткие выводы 116 Заключение 118 Список литературы
В связи с моральным и физическим старением большого парка энергооборудования и ростом масштабов развития энергетики, как в России, так и в других странах, возникает потребность использования новых технологий и в первую очередь в более совершенных технологических схемах водоподготовки для питания паровых котлов ТЭС и парогенераторов АЭС. При разработке и эксплуатации таких схем часто обостряются противоречия между экономичностью и эко-логичностью электростанции в целом.
Во многих передовых странах мира запрещено применение технологий не соответствующих критериям экологичности /1-3/. Однако существующие энергетические технологии реализуются в основном по одноцелевому принципу. При этом используется только горючая масса топлива, обессоленная или умягченная исходная вода, а так называемые «отходы » - зола, шлак и шламы отправляются в золоотвалы и шламонакопители.
В данной ситуации приоритетной задачей энергетики становится необходимость развития многоцелевых энергетических технологий, обеспечивающих максимально полное использование первичных ресурсов с одновременной переработкой и утилизацией так называемых отходов, являющихся ценным сырьём для сопутствующих производств /4-5/.
На паротурбинных электростанциях вода используется как рабочее тело и как теплоноситель, как участник технологических процессов в энергетических системах и агрегатах. Известно, что наиболее жёсткие требования предъявляются к качеству воды, которая работает в основном энергетическом цикле. Эффективность и надежность работы оборудования современных ТЭС и АЭС определяется чистотой контактирующих с водой и паром теплопередающих поверхностей металла. Интенсивность передачи тепла в современных паровых котлах ТЭС достигает 466-582 кВт/м2. В реакторах АЭС эта величина достигает 11,6 кВт/м2. Образование отложений-примесей воды на поверхностях парогенераторов (ПГ) и на лопаточном аппарате турбин не только резко снижает их экономичность, но при значительных количествах отложений вызывает повреждение отдельных деталей котлов и турбин. Опыт многолетней эксплуатации энергоблоков ТЭС и АЭС в России и за рубежом свидетельствует о том, что необходимым условием бесперебойной и экономичной их работы является рациональная организация водоподго-товки и водного режима ПГ, строгое соблюдение обоснованных эксплуатационных норм качества теплоносителя и рабочего тела ТЭС и АЭС.
К настоящему времени вопросы о минимизации и нейтрализации сточных вод водоподготовительных установок (ВПУ) ТЭС и АЭС проработаны достаточно полно /6-11/, однако ни одна из технологических схем, как в отечественной, так и зарубежной энергетике не реализует на практике принцип полной утилизации отходов ВПУ /12-13/.
Особые проблемы связаны со значительным количеством шламосодержа-щих вод, образующихся на стадии предварительной подготовки добавочной воды с применением извести. Традиционно шламы ВПУ сбрасываются в шламонако-пители, которые требуют все увеличивающихся площадей, усиливая экологическую нагрузку на прилегающие территории электростанций. Особенно остро эта проблема стоит для АЭС, расположенных, как правило, вблизи больших водоемов.
Зарубежный и отечественный опыт свидетельствует о том, что шламы ВПУ ТЭС и АЭС - не бросовые отходы, а ценное исходное сырьё для многих отраслей промышленности и сельского хозяйства /13-15/. В этой связи одной из основных задач энергетики является перевод шламов ВПУ из разряда «отходов » во вторичные сырьевые источники. Это позволит решать важнейшие экологические, экономические и социальные вопросы.
Таким образом, разработка эффективных технологических схем водоподго-товки с рациональными методами утилизации отходов ВПУ, позволит решить существенную для энергетической отрасли задачу - создания многоцелевой, безотходной, экологически чистой системы водопользования на ТЭС и АЭС.
Целью диссертационной работы является усовершенствование технологической схемы подготовки добавочной воды с разработкой рациональных способов утилизации шлама ВПУ на примере Волгодонской АЭС.
Конкретные задачи исследования, решаемые в работе:
Сравнительный анализ современных технологических схем водоподготовки на ТЭС и АЭС;
Анализ существующих методов утилизации загрязненных вод и шламовых отходов ВПУ ТЭС и АЭС;
Исследование физико-химических и радиологических характеристик шлама ВПУ Волгодонской АЭС (ВоАЭС ) с целью использования его в составе изделий, обеспечивающих защиту от ионизирующих излучений;
Исследование технологических характеристик шлама ВПУ ВоАЭС, как сырьевой добавки при производстве строительных материалов и гашеной извести;
Исследование наведенной активности (степени активации) шлама ВПУ ВоАЭС в зонах с различной интенсивностью ионизирующих излучений непосредственно на действующем оборудовании ВоАЭС;
Расчетно-теоретические исследования степени активации компонентов шлама при облучении их тепловыми нейтронами;
Разработка технологической схемы рационального водопользования на ВоАЭС с утилизацией шлама ХВО .
Научная новизна работы состоит в следующем:
Получены новые экспериментальные и расчетные данные о степени активации шлама ХВО ВоАЭС при облучении его гамма-квантами и тепловыми нейтронами;
Разработана математическая модель в виде системы уравнений регрессии, которая позволяет определить концентрации шести основных компонентов шлама ВоАЭС в зависимости от качества исходной воды;
Физико-химическими методами установлен механизм формирования структуры спекаемой массы на основе шлама ВПУ при производстве керамических изделий;
Установлено оптимальное соотношение между минерализаторами и содержанием шлама в спекаемой массе, которое определено как щелочноземельный модуль М;
Изучены свойства масс и изделий при значениях М от 1 до 7;
Разработана и экспериментально испытана технология скоростной термообработки шлама ВПУ ВоАЭС и получения из него активной извести с последующим использованием её в цикле водоподготовки;
Разработана комплексная технологическая схема водоподготовки с утилизацией шлама солевых растворов ХВО ВоАЭС.
Практическая значимость работы заключается в том, что, результаты промышленных, лабораторных и расчетных исследований используются в практике эксплуатации технологических схем водопользования на ТЭС и АЭС, проектных и научно-исследовательских институтов, в частности:
Принципы и технико-экономические условия реализации схемы водоподготовки с утилизацией солесодержащих стоков и шлама ХВО использованы ОАО «НИИ ЭПЭ » и РоТЭП при проектировании и создании многоцелевой опытно-промышленной установки (ОПУ ) газификации твердого топлива;
Составы масс, включающих шламы ВПУ ВоАЭС, внедрены на Шахтинском заводе «Стройфарфор »;
Основы технологии скоростной сушки шлама ВПУ ВоАЭС и получения из него активной извести использованы ЗАО «Белокалитвинский известковый завод »;
Принципы реализации многоцелевой технологии водоподготовки с утилизацией солесодержащих стоков и шлама ВПУ внедрены на Новочеркасской ГРЭС , Курской АЭС, Калининской АЭС, и Ростовской ТЭЦ -2.
Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечены применением современных методов планирования экспериментов, обработки их результатов математическим моделированием с применением ПЭВМ , воспроизводимостью данных, полученных автором, результатами промышленных и лабораторных исследований, согласованием их с независимыми данными других авторов и использованием в работе фундаментальных законов физической химии и ядерной физики.
Планирование и непосредственное участие в натурных и лабораторных исследованиях;
Обработка и анализ результатов расчетных и экспериментальных исследований, разработка масс для производства рецептурных модулей и оптимальных составов строительных материалов на основе шлама ВПУ ВоАЭС;
Обобщение полученных результатов и выдвижение практических предложений;
Разработка технологической схемы рационального водопользования с утилизацией солесодержащих стоков и шламовых отходов ВПУ и тепла уходящих газов при производстве вторичной продукции из шлама непосредственно на ВоАЭС.
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались и обсуждались:
На всероссийской научно-практической конференции Росэнергоатом (Москва 2002 г.);
На семинарах кафедры «Атомные электростанции » МЭИ (г. Москва 2002 г.);
На семинарах кафедры «Теплоэнергетических технологий и оборудования » ВИ ЮРГТУ (НПИ). На техническом совете кафедры «Тепловые электрические станции » ЮРГТУ (Новочеркасск 2000-2002 г.);
На техническом совете ОАО «НИИ ЭПЭ» (г. Ростов-на-Дону, 2001-2002 г.);
На международной конференции «Диагностика оборудования электростанций » (г. Новочеркасск 2002 г.);
На IV международной конференции "Перспективные задачи инженерной науки" (г. Игало, Черногория, 2003 г.).
Публикации по работе
1 Результаты исследования показали, что усовершенствованная схема ХВО ВоАЭС, включающая безотходную технологию переработки солесодержащих стоков и шлама ВПУ , вполне конкурентоспособна по относительной технологической составляющей со всеми остальными схемами ХВО.
2 Установлено, что получение дополнительной товарной продукции из шлама и концентрированных стоков ХВО снижает себестоимость 1 м3 обессоленной воды до 1,02 руб/м3 в ценах 1991г.
3 Разработанный вариант модернизации ХВО имеет так же хорошие показатели по эксплуатационным издержкам и приведенным затратам по сравнению с традиционной схемой химобессоливания без переработки солесодержащих стоков и утилизации шлама ХВО.
4 Показано, что бетонные смеси, термоизоляционные изделия, известь, керамика и другое экономически целесообразнее производить непосредственно на ТЭЦ и АЭС, в первую очередь для собственных нужд. При этом существенно снижаются затраты на транспортировку шлама, тепловую, электрическую энергию, технологические операции, расходы на хранение шлама и другое, по сравнению с вариантом создания автономного производства, вне ТЭС и АЭС, для этих целей.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1 Результаты выполненного нами сравнительного анализа схем и методов химводоочисток позволили выделить основные направления технологического совершенствования схемы химического обессоливания на Волгодонской АЭС , предусматривающие технологию переработки солевого концентрата стоков и шлама ХВО и получением из них готовых товарных продуктов.
2 Разработана и реализуется на практике схема ХВО Волгодонской АЭС с многоцелевым безотходным использованием исходной воды из Цимлянского водохранилища путем получения:
Химически обессоленной воды для энергетических потребителей;
15%-ного раствора NaCl и активной извести, используемых вновь в замкнутом цикле водоподготовки;
Наполнителя бетонных смесей на основе шлама ХВО для кондиционирования радиоактивных отходов;
Керамических, термоизоляционных и защитных от ионизирующих излучений плит и упаковок на основе шлама ХВО.
3 В результате физико-химических исследований установлено, что шламы ХВО ТЭС и Волгодонской АЭС обладают более интенсивной реакционной способностью, чем некоторые природные материалы (например, мел и др.); благодаря тонкодисперсному и однородному составу, шлам естественно вписывается в технологические процессы производства из него строительных изделий.
4 Результаты гамма-спектрометрических исследований образцов шлама Волгодонской АЭС показали, что сумма отношений удельных активностей радионуклидов, содержащихся в шламе на 2 порядка меньше нормативной "Минимально значимой удельной активности" (Ао/МЗУА=0,019), а эффективная удельная активность шлама (Аэф) на порядок меньше критерия «Норм радиационной безопасности » , т.е. АЭфЛЭС= 30,1 Бк/кг
5 Методом полного факторного эксперимента разработана математическая модель в виде системы уравнений регрессии, позволяющая определять оксидный состав шлама (шесть основных окислов) по данным о качестве исходной воды
I ^ мутность, рН, жесткость по Са и др.) и давать оценку целесообразности дальнейшего использования шлама в качестве сырьевого компонента изделий.
6 В результате исследования технологических свойств сырьевых масс на основе шламов ТЭС и АЭС установлено, что качество изделий (Ки) является функцией многопараметрических факторов:
Ки= f(Xc,d.; Мщи; Mgu; dt/dr; tmax; Экспериментально полученные термографические зависимости процесса спекания масс показывают (рис. 3.1), что включение шлама в их состав технологически предпочтительнее природных карбонатных материалов.
7 Установлены пределы рецептурного соотношения щелочноземельных и щелочных оксидов в исходных массах, повышающие интенсивность спекания и прочность изделий. Это соотношение определено как рецептурный модуль:
Мр = R0/R20 = (CaO+MgO) / (Na20+K20) Физико-химическими методами исследования выявлен механизм формирования структуры спекаемых масс при значениях модуля от 3,4 до 5,9. Показано, что прочность бетонных смесей на основе шлама ХВО конкурентоспособна с прочностью бетонов на природных известняках - ракушечниках.
8 Получены новые экспериментальные и расчетные данные об активации шлама ХВО ВоАЭС при облучении его 7-квантами и тепловыми нейтронами определенной интенсивности. Предложена математическая зависимость наведенной активности (Снав) компонентов шлама от периода их полураспада. Установлено, что использование теплоизоляционных и защитных изделий на основе шлама в помещениях АЭС с определенной интенсивностью ионизирующих излучений не представляет опасности в отношении наведенной активности для обслуживающего персонала.
9 Предложена и экспериментально проверена технология получения активной извести из шлама ХВО Волгодонской АЭС методом его скоростной термообработки. Технологические испытания контрольных проб извести, полученной из шлама ХВО ВоАЭС и из природного известняка показали, что в соответствии с ГОСТ 9179-77, известь из шлама относится к категории быстрогасящихся материалов и по критериям качества может быть использована вторично в замкнутом цикле водоподготовки ВоАЭС.
10 Показано, что бетонные смеси, термоизоляционные изделия, известь, керамика и другое экономически целесообразнее производить непосредственно на ТЭЦ и АЭС, в первую очередь для собственных нужд. При этом существенно снижаются затраты на транспортировку шлама, тепловую, электрическую энергию, технологические операции, расходы на хранение шлама и другое, по сравнению с вариантом создания автономного производства, вне ТЭС и АЭС, для этих целей.
11 Установлено, что получение дополнительной товарной продукции из шлама и концентрированных стоков ХВО снижает себестоимость 1 м3 обессоленной воды до 0,55 руб/м3.
1. Лучшие электростанции мира за 1994г. // Мировая электроэнергетика, 1995. №2. с.37.
2. Лучшие электростанции мира за 1995г. //. Мировая электроэнергетика, 1996. №1. с.ЗЗ.
3. Strauss S.D. Zero discharge firmly entrenched as a powerplant design strategy. // Power. 1994. №10. p.41-48.
4. Мадоян A.A. Будущее за многоцелевыми технологиями. //Донская быстрина. Газета. №6, ноябрь, 2002. с.4.
5. Нетрадиционные технологии основной путь обеспечения экологической надежности и ресурсосбережения. / Дьяков А.Ф., Мадоян А.А., Левченко Г.И. и др. // Энергетик, 1997. №8.с.2-6.
6. Седлов А.С., Шищенко В.В., Чебанов С.Н. и др. Малоотходная технология переработки сточных вод на базе термохимического обессоливания. //Энергетик, 1996. №11. с. 17-20.
7. Умягчение воды ионитами /А.В.Мальченко, Т.Н. Якимова , М.С. Новоженюк и др.//Химия и технология воды 1989, т.2, №8 с. 58-68.
8. Седлов А.С., Васина Л.Г., Ильина И.П. Многократное использование сточных вод в схеме водоподготовки. // Теплоэнергетика, 1987. №9. с.57,58.
9. Шищенко В.В., Седлов А.С. Водоподготовительные установки с утилизации сточных вод. //Промышленная энергетика, 1992. №10. с. 29.
10. Water Treatment Plant Design. American Society of Cie Engineers. American Water Works Association. Second Edit McGrow-Yill Publishing Company, 1990.
11. Использование шламов ХВО для производства народнохозяйственной продукции / А.В. Нубарьян , Н.Д. Яценко, К.С. Сонин, А.К. Голубых // Теплоэнергетика, 1999. №11. с.40-42.
12. Экологические проблемы осветления воды и утилизации шламов на ТЭЦ АО "Мосэнерго" / А.Н. Ремезов , Г.В. Преснов, A.M. Храмчихин и др. // Теплоэнергетика, 2002. №2. с.2-8.
13. Водоподготовка. Процессы и аппараты. / Под ред. О.И. Мартыновой. М.: Атомиздат, 1977. с.328.
14. Стерман JI.C., Покровский В.Н. Химические и термические методы обработки воды на ТЭС . Учеб. пособие для ВУЗов. М.: Энергия, 1991. с.328.
15. ВихревВ.Ф., Шкроб М.С. Водоподготовка. М.: Энергия, 1973. с.420.19.0бработка воды на тепловых электростанциях. / Под ред. В.А. Голубцова.1. М.: Энергия, 1966. с.448.
16. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И, Водные режимы тепловых и атомных электростанций. М.: Высшая школа. 1981. с.320.
17. Водный режим тепловых электростанций. / Под ред. Т.Х. Маргуловой . М.,Л.: Энергия, 1965. с.485.
18. Бабенков Е.Д. Очистка воды коагулянтами. М.: Энергия, 1973. с.420.
19. Гурвич С.М., Кострикин Ю.М. Оператор водоподготовки. М.: Энергоиздат, 1981. с.304.
20. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций./ВНТП81. МЭиЭ СССР , 1991.
21. Стерман Л.С., Можаров Н.А., Лавыгин В.М. Технико-экономический анализ работы многоступенчатых испарительных установок. // Теплоэнергетика, 1968. №11. с.26-30.
22. Теоретическое и экспериментальное обоснование способов обессоливания воды с многократным использованием регенерационного раствора. / А.С.
23. Седлов, В.В. Шищенко , С.Н. Чебанов и др. // Теплоэнергетика, 1995. №3. с.64-68.
24. Ларин Б.М., Дробот Г.К., Парамонова Е.А. Выбор и расчет оптимальной схемы обессоливания воды. // Изв. ВУЗов. Энергетика, 1982. №11. с.50-54.
25. Фейзиев Г.К. Высокоэффективные методы умягчения, опреснения и обессоливания воды. М.: Энергоатомиздат, 1988.
26. Технологическое и экологическое совершенствование водоподготовительных установок на ТЭС. / Ларин Б.М., Бушуев Е.Н., Бушуева Н.В. // Теплоэнергетика, 2001. №8. с.23-27.
27. Методические указания по проектированию ТЭС с максимально сокращенными стоками. М.: Минэнерго СССР, 1991.
28. Small-waste technology of water desalination at thermal power station. / A.S. Sedlov, V.V. Shischenko, V.F. Ghidikih, e.a. //Desalination. 1999. №126. p.261-266.
29. Промышленное освоение и унификация малоотходной технологии термохимического умягчения и обессоливания воды. / А.С. Седлов , В.В. Шищенко, И.П. Ильина и др. // Теплоэнергетика. 2001. №8. с.28-33.
30. Нубарьян А.В. Разработка рациональных способов получения экологически чистой продукции из шламовых отходов ТЭС: Дис. Канд. техн. наук. Новочеркасск.: ЮрГТУ (НПИ ), 2000.
31. Солодяников В.В., Кострикин Ю.М., Тарасов А.Г. Промышленное использование минеральных осадков стоков химводоочисток . // Энергетик, 1986. №6. с.8,9.
32. Кострикин Ю.М., Дик Э.П., Корбут К.И. Возможности использования шлама после известкования. // Энергетик. 1977. №1. с.7,8.
33. Саморядов Б.А., Горден Н.Ф., Потехин В.Ю. Использование шлама осветлителей ХВО для очистки сточных вод от нефтепродуктов. // Электрические станции, 1982. №8. с. 18-20.
34. Шульга П.Г. Опыт эксплуатации шламоуплотнительной станции на Лисичанской ТЭС. // Энергетика и электрификация, 1979. №4. с.24,25.
35. Лабезнов П.П., Носулько Д.Р., Лабезнова Е.Н. Применение шлама водоподготовительных установок в сварочном производстве. // Энергетика и электрификация, 1985. №7. с. 37-40.
36. Илиополов С.К., Андриади Ю.Г., Баранова Е.М., Мардиросова И.В. Асфальтобетонная смесь с использованием полибутадиенового каучука и шлама химводоочистки ТЭЦ. // Сб. II Международной НТК . Омск, 1998. с.153-154.
37. Андриади Ю.Г. Комплексно-модифицированное полимерно-битумное вяжущее для верхних слоев асфальтобетонных покрытий. // Диссер. канд. техн. наук. РИСИ. Ростов-на-Дону. 1999.
38. Мадоян А.А., Ефимов Н.Н., Нубарьян А.В. и др. О целесообразности применения термического обезвреживания отходов ТЭС. // Тез. докл. междунар. научн-техн. семинара "Экология строительства и эксплуатации зданий и сооружений", М.: 1997. с.98-101.
39. Мадоян А.А. Перспективы использования ресурсосберегающих технологий. // Тез. докл. междунар. научн-техн. семинара "Экология строительства и эксплуатации зданий и сооружений". М.: 1977. с.95-97.
40. Обеспечение экологической безопасности выбросов химводоочистки АЭС . / Паламарчук А.В., Мадоян А.А., Лукашов М.Ю., Нубарьян А.В. // Теплоэнергетика, 2002. №5. с.75-77.
41. Васильев Е.К., Нахмасон М.С. Качественный рентгенофазовый анализ. Новосибирск: Наука, 1986.
42. Миркин М.И. Рентгеноструктурный анализ. Получение и измерение рентгенограмм. / Справочное руководство. М.: Наука, 1976. с.863.
43. Уэндланд У.У., Термические методы анализа. М.: Мир, 1978. с.526.
44. Санитарные правила обращения с радиоактивными отходами. СПОРО-85. МЗ СССР. М.: 1986.
45. Нормы радиационной безопасности (НРБ -99). М.: Минздрав России, 1999.
46. Радиационно-гигиенический контроль промышленных отходов и сырья предприятий Минтопэнерго РФ, используемых при производстве стройматериалов. Методические указания. М.: 1992.
47. Методические указания по испытанию глинистого сырья для производства обыкновенного и пустотелого кирпича, пустотелых керамических камней и дренажных труб. // М.: МПСМ. СССР, 1975.
48. Топоров Н.А., Булак Л.Н. Лабораторный практикум по минералогии, Л.: Стройиздат, 1969. с.238.
49. Микроскопический анализ состава и качества силикатных изделий: Метод указания к лаб. работам. Новочеркасск: НПИ, 1986. с.23.
50. Термодинамический анализ регенерации извести из шламов химводоподготовки на ТЭЦ. / А.Н. Емельянов , В.В. Салодяников. // Электрические станции. 1999. №1. с.40-42.
51. Экология строительства и эксплуатации зданий и сооружений». М.: 1998. с. 19-23.
52. Маслов И.А., Лукницкий В.А. Справочник по нейтронному активационному анализу. //Л.: Наука, 1971. с.320.
53. Лысенко Е.И. Структурные особенности и физическая стойкость бетонов на известняково-ракушечниковых заполнителях: Диссертация канд. техн. наук. РИСИ. Ростов-на-Дону. 1970.
54. Нубарьян А.В., Чувараян Х.С., Яценко Н.Д. Производство керамических стеновых изделий с применением шламовых отходов ТЭС. // Энергетик, 2000. №8. с. 13-15.
56. Павлов В.Ф. Фазовые превращения при обжиге глин различного минералогического состава с добавкой смесей щелочных и щелочноземельных оксидов. // Труды НИИстройкерамики, М.:1972. -Вып.35-36. с.20,177-182.
57. Грум-Гржимайло О.С., Квятковская К.К. К вопросу деформаций облицовочной плитки при обжиге. // Гр. / НИИстройкерамики, М.: 1973. -Вып.37. с.68-74.
58. Яценко Н.Д., Зубехин А.П., Ратькова В.П. Особенности процесса спекания облицовочной плитки при использовании тугоплавких глин и отходов обогащения. // Современные проблемы строительного материаловедения: Матер, междунар. конф. Самара, 1995. с.42-43.
59. Ресурсосберегающая технология производства облицовочных плиток. / А.П. Зубехин , Н.В. Тарабрина, Н.Д. Яценко, В.П. Ратькова // Стекло и керамика, 1996. №6. с.3-5.
60. Яценко Н.Д., Паламарчук А.В. Обеспечение безотходных режимов водопользования химводоочисток ТЭС и АЭС. // Экология промышленного производства, 2002. №2. с. 27-29
61. Теоретические основы планирования экспериментальных исследований. / Под редакцией Г.К. Круга. Москва, МЭИ , 1973. с. 180
62. Мойсюк Б.Н. Элементы теории оптимального эксперимента. 4.1. / Москва, МЭИ, 1975. с.120.
63. Мойсюк Б.Н. Элементы теории оптимального эксперимента. 4.2. / Москва, МЭИ, 1976. с.84.
64. Паламарчук А.В. Активация шлама водоподготовки Волгодонской АЭС. // Известия СКНЦ ВШ Техн. Науки, 2003. №1.
65. Паламарчук А.В. Проблемы и пути совершенствования схем водопользования на электростанциях. // Материалы XXIV сессии семинара «Кибернетика электрических систем » по тематике «Диагностика энергооборудования ». Новочеркасск, ЮрГТУ (НПИ), 2002.
66. Паламарчук А.В., Петров А.Ю., Дерий В.П., Шестаков Н.Б. Опыт строительства и ввода в эксплуатацию энергоблока №1 Ростовской АЭС. // Теплоэнергетика, 2003, №5. с. 4-8.
67. Паламарчук А.В.Обеспечение безотходных режимов водопользования химводоочисток ТЭС и АЭС // Экология промышленного производства, 2002, №2. с. 27-29.
68. Паламарчук А.В.Обеспечение экологической безопасности выбросов химводоочистки АЭС // Теплоэнергетика, 2002, №5. с. 75-77.
69. Паламарчук А.В., Поваров В.П., Мадоян А.А. Использование шламов ВПУ АЭС и ТЭС как вторичного сырья // Материалы IV международной конференции "Перспективные задачи инженерной науки" Игало (Черногория), МИА, 2003
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.
17. ВОДОПРОВОД И КАНАЛИЗАЦИЯ
Водопровод
17.1. При проектировании водопровода котельных следует соблюдать строительные нормы и правила по проектированию наружных сетей и сооружений водоснабжения, внутреннего водопровода и канализации зданий и требования настоящего раздела.
17.2. Для котельных в зависимости от схемы водоснабжения района следует проектировать объединенный водопровод для подачи воды на хозяйственно-питьевые, производственные и противопожарные нужды или раздельный водопровод - производственный, хозяйственно-питьевой и противопожарный. Противопожарный водопровод может быть объединен с хозяйственно-питьевым или производственным.
17.3. Для котельных первой категории следует предусматривать не менее двух вводов для объединенного или производственного водопровода.
При присоединении к тупиковым сетям водопровода следует предусматривать резервуар запаса воды на время ликвидации аварии в соответствии со строительными нормами и правилами по проектированию наружных сетей и сооружений водоснабжения.
17.4. Количество воды на производственные нужды котельных определяется суммой расходов:
а) на водоподготовку, включая собственные нужды;
б) на охлаждение оборудования и механизмов;
в) на гидравлические исполнительные механизмы;
г) на охлаждение шлака;
д) на систему гидравлического эолошлакоудаления;
е) на мокрую уборку помещений (из расчета 0,4 л/м 2 площади пола один раз в сутки в течение 1 ч);
ж) на мокрую уборку транспортерных галерей топливоподачи (из расчета 0,4 л/м 2 внутренней поверхности галерей один раз в сутки в течение 1 ч);
Примечания: 1. Расходыводыпоподпунктам"б - д" принимаются по данным заводов-изготовителей оборудования.
2. Расходы на мокрую уборку принимаются при определениисуточных расходовводы.При расчетемаксимальных часовых расходов следует принимать, что уборка производится в период наименьшего водопотребления.
17.5. Установку пожарных кранов следует предусматривать в помещениях с производствами категорий А, Б и В, а также в помещениях, где прокладываются трубопроводы жидкого и газообразного топлива.
(К) Здание высотой более 12 м, не оборудованное внутренним противопожарным водопроводом для подачи воды на пожаротушение, имеющее крышную котельную, должно быть оборудовано "сухотрубом" с выводом на кровлю с пожарными рукавными головками диаметром 70 мм.
17.6. Пожарные краны следует размещать из расчета орошения каждой точки двумя пожарными струями воды производительностью не менее 2,5 л/c каждая, с учетом требуемой высоты компактной струи.
17.7. Дренчерные завесы предусматриваются в местах примыкания транспортерных галерей к главному корпусу котельной, узлам пересыпки и дробильному отделению.
Управление пуском дренчерных завес следует предусматривать со щита топливоподачи и дублировать пусковыми кнопками в местах установки дренчерных завес.
17.8. Тушение пожара на складах угля и торфа следует предусматривать в соответствии с Инструкцией по хранению ископаемых углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций, утвержденной Минэнерго СССР, и со строительными нормами и правилами по проектированию электростанций тепловых.
17.9. Тушение пожара на складах жидкого топлива следует предусматривать в соответствии со строительными нормами и правилами по проектированию складов нефти и нефтепродуктов.
17.10. Расход воды на наружное пожаротушение следует принимать по наибольшему расходу воды, определяемому для каждого из сооружений.
17.11. Для помещений топливоподачи и котельного зала при работе на твердом и жидком топливе должна предусматриваться мокрая уборка, для чего следует устанавливать поливочные краны диаметром 25 мм из расчета длины поливочного шланга 20-40 м.
17.12. В котельных, как правило, следует применять оборотную систему водоснабжения для охлаждения оборудования и механизмов. Прямоточная система водоснабжения может применяться при достаточных водных ресурсах и соответствующем технико-экономическом обосновании.
17.13. Использование воды питьевого качества на производственные нужды котельной при наличии производственной сети водопровода не допускается.
Канализация
17.14. При проектировании канализации следует соблюдать строительные нормы и правила по проектированию наружных сетей и сооружений канализации и требования настоящего раздела.
17.15. Условия сброса сточных вод в водоемы должны удовлетворять требованиям Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами, утвержденных Минводхозом СССР, Минздравом СССР, Минрыбхозом СССР.
17.16. В котельных следует проектировать бытовую канализацию, производственную канализацию (одну или несколько, в зависимости от характера загрязнения стоков) и внутренние водостоки.
17.17. При проектировании канализации следует предусматривать очистку на местных установках стоков, загрязненных механическими примесями oт осветлителей и фильтров, в установках предварительной очистки воды, от мытья полов и других стоков перед выпуском в наружную сеть канализации или направлять на золошлакоотвалы. При технико-экономическом обосновании следует предусматривать шламонакопители.
17.18. Выпуск сточных вод, загрязненных солями жесткости, следует предусматривать в сети производственной или бытовой канализации.
17.19. Для приема сточных вод от мытья полов и стен следует предусматривать установку лотков и трапов.
17.20. Производственные сточные воды, а также дождевые стоки, загрязненные жидким топливом, перед выпуском в сеть дождевой канализации следует очищать до допустимых концентраций.
Расчетную концентрацию жидкого топлива в дождевых сточных водах следует принимать в соответствии с данными обследования аналогичных установок.
17.21. При расчете сооружений для очистки дождевых сточных вод, поступающих от складов жидкого топлива, количество дождевых вод следует принимать исходя из поступления их в течение 20 мин.
17.22.(К) Во встроенных и крышных котельных пол должен иметь гидроизоляцию, рассчитанную на высоту залива водой до 10 см; входные двери должны иметь пороги для предотвращения попадания воды за пределы котельной при аварии трубопроводов и устройства для удаления ее в канализацию.
Г.В. Асатиани, директор МУП «Одинцовские теплосети»,
к.т.н. Б.М. Беляев, к.т.н. А.И. Вересков, д.т.н. В.Г. Патрикеев, проф. ВНИИМ,
В.Н. Царьков, гл. инж. ГУП «Мособлгаз», В.А. Шиляев, гл. инж. ЗАО «Аскон»
Количество природного газа -величина, которая оплачивается юридическим лицом, поэтому она является центральной в операциях учета энергоносителей. Остановимся только на двух сторонах учета: на проблеме определения количества природного газа и его погрешности и на сведении баланса между поставщиком и потребителями, имеющими приборный учет и не оснащенными приборным контролем.
Госстандартом РФ выполнена большая работа по обеспечению единства измерений количества природного газа с использованием первичных преобразователей, основанных на различных методах измерения (с использованием
сужающих устройств, различных тел вращения в потоке и др.).
Независимо от метода измерения, первая проблема в измерении количества состоит в определении теплофизических характеристик природного газа. С этой целью используется ГОСТ 30319-96. Как правило, плотность (в стандартных и рабочих условиях), коэффициент динамической вязкости, показатель адиабаты, нижнее и верхнее значение теплотворной способности газа измеряются не прямым, а косвенным методом, т.е. по установленным в ГОСТ 30319-96 уравнениям и по измеренным значениям абсолютного давления, температуре и компонентному составу природного газа рассчитываются теплофизические характеристики (вручную или автоматически). При этом вносится ряд погрешностей, основными из которых являются следующие:
1. Погрешности информационных каналов по измерению абсолютного давления и температуры, которые в основном определяются классом точности преобразователей давления и температуры, погрешностью регистрирующих приборов и точностью планиметрирования диаграмм записей(включая формирование условно-постоянных величин), по которым определяется величина абсолютного давления и температуры. Нестабильность режимов эксплуатации узлов учета вынуждает проектировщиков закладывать завышенные верхние пределы измерения первичных преобразователей давления, что приводит к увеличению погрешности измерения абсолютного давления. Экономия в датчиках температуры является источником больших погрешностей, так как температура на узле поставщика может отличаться от температуры на узле потребителя как в сторону уменьшения, так и увеличения в зависимости от сезона, условий размещения узла учета и других факторов.
2. В связи с необходимостью обработки диаграмм записей и косвенным методом определения расхода и количества были введены(ГОСТ 8.563.1,2-97) условно-постоянные величины, что связано с недостаточной точностью учета по среднему значению радиуса записи на диаграммных дисках, которые определяются путем планиметрирования диаграмм за 24 часа, как это рекомендовалось отмененным РД 50-213-80. Условно-постоянная величина (на заданном интервале времени) - это величина параметра, отклонение которой от среднего значения на заданном интервале времени вызывает дополнительную систематическую погрешность при измерении количества, которую можно оценить по известной формуле (5.2.6. ГОСТ 8.563.2-97). Если значение этой погрешности не удовлетворяет требуемой точности, то интервал времени уменьшают, пока не будет достигнута требуемая точность. По существу, проблема состоит в разбиении периода времени на интервалы при вычислении интеграла сложной функции с заданной точностью на основе графической информации. Поскольку расчет количества газа является трудоемким, выбор интервалов стараются проводить экономно, что приводит к разбиению на интервалы разной продолжительности. По-прежнему не решена проблема выбора интервала времени, в пределах которого давление и температура одновременно остаются условно-постоянными.
3. В зависимости от метода измерения расхода, режимов эксплуатации трубопроводов, на которых они установлены, от состояния внутренней поверхности трубопровода зависит надежность измерения. Опыт эксплуатации узлов учета показывает, что наиболее надежным методом измерения количества остается метод переменного перепада давления с сужающими устройствами, так как он устойчиво работает в условиях гидравлических ударов и загрязнения природного газа продуктами коррозии и посторонними предметами, которые остаются после реконструкции трубопроводных сетей, вибраций измерительных трубопроводов, изменения температуры окружающей среды и других факторов.
Метод переменного перепада давления основан на возникновении разности давления на сужающем устройстве, пропорциональной величине расхода. Поэтому все вышесказанное относится к каналу измерения разности давления, возникающей на сужающем устройстве.
4. Одним из основных источников погрешности определения теплофизических характеристик природного газа является суточное изменение его состава, определить который можно только на дорогостоящих промышленных хромографах. Для обеспечения единства измерений количества достаточно пользоваться одинаковыми данными на узлах поставщика и потребителей. При этом будет возникать некоторая погрешность, но баланс от этого не зависит, так как учет ведется по расходу в стандартных условиях, что эквивалентно учету по массовому расходу в масштабе плотности в стандартных условиях. Если масштаб у всех участников коммерческого учета будет одним и тем же, независимо от его достоверности, то это не приведет к возникновению погрешности в количестве природного газа одного участника учета по отношению к другому. Необходимо только следить, чтобы в вычислители в процессе учета вносилась оперативная информация о составе газа, что не всегда имеет место на практике.
Подводя итоги проведенному анализу, можно утверждать, что проблема точности измерения количества является многосторонней, требующей внимания при проверке конкретного узла учета и формировании условно-постоянных величин. Процедура государственного метрологического контроля и надзора за узлами учета должна быть обязательной, независимо от ведомственной принадлежности юридического лица, и выполняться в порядке и в сроки, установленные ПР 50.2.022-99.
Наиболее законченным в метрологическом отношении является метод переменного перепада давления с сужающими устройствами. В последнее время разработан ряд нормативных документов, устанавливающий порядок и методику выполнения измерения расхода и количества природного газа и других энергоносителей. К этим документам относятся: ГОСТ 8.563.1/.3-97, ГОСТ 30319.0/.3-96, ПР 50.2.022.-99, МИ 2578-2000, МИ 2585-2000. В последнее время утверждены рекомендации МИ 2588-2000, которые расширяют область применения измерительных комплексов до уровня, имеющего место в РД 50-213-80, и разрабатывается документ, регламентирующий первичную проверку измерительных трубопроводов на базе ПР 50.2.022-99.
В процессе разработки комплекса технической документации вырабатываются средние нормы погрешности конкретного узла учета по расходу и количеству природного газа. Без выполнения этой работы с 1 октября 2000 года эксплуатация узла учета является некоммерческой.
Для расчета количества газа и абсолютной погрешности измерения количества на каждом интервале времени используют программы, рекомендованные к применению Госстандартом России, в частности программный комплекс Флоуметрика, разработанный ВНИЦ СМВ и ВНИИМС, а также паспортные данные узла учета, на котором проводились измерения. Путем суммирования получают количество газа V и абсолютные погрешности его измерения aV за сутки и за отчетный период.
Возникает разница в количестве газа по результатам измерений, равная разности между количеством поставщика и суммарным количеством потребителей из-за того, что результаты измерений количества по показаниям узлов учета поставщика и потребителей содержат погрешности, имеется ряд структур городского хозяйства, не охваченных приборным контролем, а также часть газа относят к утечкам. Эту разность называют исходным небалансом. ВНИИМС совместно с ГУП «Мособлгаз» проанализировали задачу сведения баланса между поставщиком и потребителями и связанную с ней проблему определения учетных количеств, подлежащих оплате.
Вопросы определения учетных количеств природного газа при расчетах между поставщиком и потребителями являются весьма актуальными ввиду значительных величин небаланса, возникающего при сопоставлении результатов измерений, полученных на узлах учета. Величина небаланса нередко достигает 20-30% от общего количества, измеренного поставщиком. Возникающая неопределенность при взаимных расчетах приводит к существенным экономическим потерям, поскольку при больших значениях небаланса потребители не в состоянии оплатить разницу в измерениях, составляющую небаланс, а государство в лице поставщиков несет соответствующие убытки. В связи с этим разработка подхода, позволяющего научно обоснованно распределять небаланс при учете количества природного газа, является важной задачей.
Положение осложняется существованием двух законодательных документов: «Правил поставки газа», утвержденных Госдумой РФ, и «Правил учета газа», утвержденных Минтопэнерго и газовой инспекцией. Первый документ отдает предпочтение поставщику, т.е. данным газораспределительных станций (ГРС) без указания на существование абсолютной погрешности узла учета. Второй документ регламентирует взаимоотношения между поставщиком и потребителями, где рекомендуется учитывать абсолютные погрешности узлов учета участников коммерческих операций с газом.
Результатом анализа сложившегося положения в Московской области является создание МИ 2578-2000, в которой предлагается решение задачи сведения баланса с помощью статистической обработки совокупности результатов измерения на всех узлах учета поставщика и потребителей при соблюдении условия сохранения общего количества: отпущенное поставщиком количество должно быть равно сумме количеств, полученных потребителями. Это и есть условие баланса. Принятый подход является теоретически обоснованным и использует оптимальную статистическую процедуру обработки данных, и полученные таким способом значения количества являются более точными по сравнению с исходными результатами измерений количества газа по данным узлов учета.
В заключение отметим, что, поскольку меньшую долю потерь при распределении небаланса несут поставщики и потребители, узлы учета которых более точные, предлагаемый подход стимулирует участников учетных операций к проведению мероприятий, направленных на модернизацию устаревших узлов учета, и строгому соблюдению условий проведения измерений, регламентируемых соответствующими нормативными документами. Это, в конечном итоге, должно привести к уменьшению существующих в настоящее время величин небаланса измеренных количеств природного газа и, тем самым, уменьшить экономические потери.
В настоящее время ГУП «Мособлгаз» приступил к опытной эксплуатации МИ 2578-2000, по результатам которой будут внесены коррективы.
| скачать бесплатно Методика выполнения измерений количества природного газа и ее использование для сведения баланса между поставщиком и потребителями в Московской области , Асатиани Г.В., Беляев Б.М., Вересков А.И., Патрикеев В.Г., Царьков В.Н.,Шиляев В.А.,
Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя . Установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего - за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя.
Основными целями учета расхода газа являются:
Центральными вопросами при учете природного газа являются достоверность учета и обеспечение совпадения результатов измерения на узлах учета поставщика и потребителей: приведенный к стандартным условиям объем газа, отпущенный поставщиком, должен быть равен сумме приведенных к стандартным условиям объемов газа, полученных всеми потребителями. Последняя задача называется сведением балансов в пределах устойчивой структуры газораспределения.
Следует отметить различие, существующее между измерением расхода и количества газа, и их учетом. В отличие от результатов измерений, всегда содержащих погрешность (неопределенность), учет осуществляется между поставщиком и потребителем по взаимосогласованным правилам, обеспечивающим формирование значения объема природного газа в условиях, не содержащих никакой неопределенности.
При перемещениях газа от УУГ поставщика (на ГРС) до УУГ (см. рис. 1, ) потребителя его температура изменяется в результате взаимодействия с трубопроводной сетью ГРО. Значения температуры на входе в УУГ потребителя носят случайный характер, связанный с изменениями температуры среды, окружающей трубопроводы ГРО и потребителя (воздух, подземный грунт, подводные дюкеры, отапливаемые и не отапливаемые помещения и т.д.).
Рисунок 1. Логистика природного газа в Единой системе газоснабжения
Используемые при учёте газа значения объёмов, приведенных к стандартным условиям, предусматривают равенство отпущенного и потреблённого объёма газа, независимо от его температуры или, связанного с нею, давления. Однако наличие между поставщиком и потребителем газа трубопроводной сети, являющейся источником или потребителем тепла, может в отчётный период нарушить указанный баланс газа по причинам, не зависящим как от поставщика и потребителя, так и от транспортировщика газа (ГРО).
В случае, когда погодные, климатические или другие случайные условия приводят к тому, что температура газа, измеренная у всех или большей части потребителей выше, чем измеренная поставщиком на ГРС, появляется положительный небаланс газа, который юридически невозможно отнести на убытки любой из сторон - участников договора поставки и транспортировки газа.
Основными принципами организации учета газа, позволяющими минимизировать потери в Единой системе газоснабжения, являются :
Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на ГИС и на выходах из магистральных газопроводов (МГ), т.е на ГРС.
Оснащение узлов учета также должно выполняться с учетом их уровня.
На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.
При измерении расхода газа менее 10 м³/ч применяют счетчики с механической (электронной) температурной компенсацией. Если максимальное значение расхода газа на узле учета превышает 10 м³/ч, то счетчик должен быть снабжен электронным корректором, который обеспечивает регистрацию импульсов, поступающих от счетчика, измеряет температуру газа и вычисляет объем газа, приведенный к стандартным условиям. При этом применяют условно-постоянные значения давления и коэффициента сжимаемости газа.
Диафрагменные счетчики газа, простые и надежные в эксплуатации, целесообразно устанавливать в газовых сетях с максимальным избыточным давлением, не превышающим 0,05 МПа (включая сети низкого давления - 0,005 МПа).
Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м³ в год (приведенных к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие СИ, работающие, как правило, на разных принципах измерения.
На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м³/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 10 м³/ч до 100 м³/ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.
Преобразователи расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре применяют при избыточном давлении не более 0,05 МПа и объемном расходе не более 100 м³/ч.
При отсутствии у счетчика температурного компенсатора, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.
Приведение объемного расхода или объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям в зависимости от применяемых СИ параметров потока и среды и метода определения плотности газа при рабочих и/или стандартных условиях следует выполнять с учетом рекомендаций, указанных в таблице 1 [ , , ].
Для объемных преобразователей расхода (турбинные, ротационные, вихревые, диафрагменные, ультразвуковые) объем газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывают по формулам:
где Vраб, Vст; Pраб, Pст; Tраб, TСТ; ρраб, ρСТ - рабочие и стандартные значения объема, давления, температуры и плотности газа соответственно; kподст (k); Pподст - подстановочные (рабочие) значения коэффициента сжимаемости и давления газа соответственно.
Погрешности счетчиков и выбор того или иного метода пересчета напрямую влияют на небаланс газа. Применение приборов повышенного класса точности и электронных корректоров, реализующих метод P,T,Z - пересчета, позволяет значительно уменьшить небаланс газа. Чем больше расход, тем выше должна быть точность применяемого прибора учета (см. табл. 1).
Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов преобразователей расхода показывает, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа в сетях ГРО и у конечных потребителей являются турбинные, диафрагменные и ротационные счетчики. Неслучайно турбинные и ротационные счетчики газа ведущих фирм-изготовителей применяются в качестве мастер-счетчиков в поверочных установках, поскольку имеют малую погрешность, укладывающуюся в пределах 0,3% (при уменьшении диапазона измерения).
Преобразуем (3) следующим образом
| (5) |
| δ, % | −5,59 | −4,27 | −3,0 | −1,64 | −0,33 | 0,99 | +2,3 | +3,61 | +4,93 | +6,24 | +7,6 |
| ΔPатм, мм.рт.ст. | −60 | −50 | −40 | −30 | −20 | −10 | 0 | +10 | +20 | +30 | +40 |
| ΔPатм/Pст, % | −7,89 | −6,57 | −5,3 | −3,94 | −2,63 | −1,31 | 0 | +1,31 | +2,63 | +3,94 | +5,3 |
| ΔPизб/Pст, % | 2,3 | ||||||||||
| Pатм, мм.рт.ст. | 700 | 710 | 720 | 730 | 740 | 750 | 760,127 | 770 | 780 | 790 | 800 |
При пересчете рабочего объема газа к стандартному объему наличие Pизб в газовой сети приводит к положительной поправке. Если принять, что избыточное давление в газовых сетях низкого давления (до 0,005 МПа) в среднем составляет 2,3 кПа (23 мбар), то поправка δPизб = 2,3% - см. рис. 2.
Уменьшение атмосферного давления относительно Pст = 760,127 мм.рт.ст. приводит к отрицательной поправке: на каждые 10 мм.рт.ст - поправка δPатм = −1,3% (см. рис.3).
Среднее атмосферное давление в течение года изменяется и, как правило, оказывается ниже стандартного значения Pст = 760,127 мм.рт.ст. (для примера см. табл. 2 и 3: Рср = 751,1 мм.рт.ст. - Арзамас, ПФО; Рср = 724,2 мм.рт.ст - пос. Хасанья, КБР).
Уменьшение атмосферного давления по сравнению с Рст = 760,127 мм.рт.ст на 17,7 мм.рт.ст. полностью скомпенсирует поправку по давлению обусловленную Ризб = 2,3 кПа.
При атмосферном давлении:
Для счетчиков без коррекции по давлению (отсутствует датчик абсолютного давления) относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст) определяется (13).
Приведение рабочего объема газа к стандартным условиям необходимо проводить с учетом колебаний давления газа в сети и изменения атмосферного давления.
В газовых сетях с избыточным давлением не более 0,05 МПа (население и коммунально-бытовой сектор) применяют метод T - пересчета. Учет давления при приведении рабочего объема газа к стандартным условиям проводят путем введения единого коэффициента к показаниям счетчика, который будет перекрывать потери поставщиков газа. Единый коэффициент к показаниям счетчика может вычисляться ежемесячно для каждого региона с учетом статистических данных по изменению атмосферного давления и колебаний избыточного давления (13).
С учетом (5) относительную погрешность приведения рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст), обусловленную погрешностью измерения (либо отсутствием измерения) Tраб = Tст± ΔT можно представить следующим образом (без учета изменения избыточного и атмосферного давления).
| (14) |
На каждый? погрешность приведения (поправка) составит ~0,35 % к измеренному рабочему объему Vраб (см. рис. 5).
Рисунок 5. Относительная погрешность (поправка) приведения объема газа к стандартным условиям, обусловленная изменением температуры - δt (давление принимается Р = 760,127 мм.рт.ст.)
Отсутствие измерения температуры газа и соответственно учета поправки объема газа от температуры приводит к большим погрешностям при приведении объема газа к стандартным условиям, поскольку температура газа в различное время года в зависимости от положения трубопровода меняется в широких пределах (от −20? до +40?) (см. рис. 5, табл. 2, 3).
С увеличением отклонения рабочей температуры газа Tраб от стандартного значения Tст величина небаланса возрастает. С целью уменьшения небаланса газа выбор метода пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям следует проводить с учетом рекомендаций, приведенных в табл. 1.
Для УУГ высокого и среднего давления от 0,05 до 1,2 МПа включительно измерение температуры является обязательным с применением корректоров объема газа, реализующих P,T - или P,T,Z - пересчет (см. табл. 1). В этом случае относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст), обуславливается погрешностями применяемых преобразователей температуры и давления.
Для сетей с избыточным давлением менее 0,05 МПа коррекция по температуре проводится:
для расходов выше 10 м³/ч с применением электронных корректоров (метод T - пересчета);
Для многоквартирных домов, а также для жилых, дачных или садовых домов, объединенных общими сетями инженерно-технического обеспечения, подключенными к системе централизованного газоснабжения уменьшение небаланса, при учете потребления газа населением, может быть решено путем установки коллективных приборов учета с электронными корректорами, реализующими метод T - пересчета. Индивидуальные приборы учета без коррекции по температуре устанавливаются в одинаковых условиях (внутри помещений) и по ним определяются относительные погрешности потребления газа каждой квартирой или домом от объема, измеренного по коллективному прибору учета. В виде коэффициента это должно закладываться в тариф оплаты за газ по показаниям индивидуальных приборов учета.
Счетчики газа с механической термокомпенсацией типа ВК GT приводят рабочий объем газа к объему газа при Тст = +20 °С
