Рассмотрим с использованием приведенных обозначений диффузионный перенос частиц через твердофазную мембрану, но будем полагать, что падающие на поверхность мембраны молекулы газа (водорода) диссоциируют на этой поверхности. Атомы водорода в результате диффузии могут достигать противоположной границы мембраны, вновь образовывать молекулы Н2 и таким образом проникать через перегородку. Для получения граничных условий к уравнению (5) будем, представлять состояние атома (молекулы) газа на межфазной границе как совокупность двух состояний: собственно границы I (характеризуется поверхностной концентрацией n0H или nlH) и «смежного» состояния II (характеризуется объемной концентрацией СH), с которого начинается процесс случайных блужданий. Условия на поверхности раздела фаз имеют смысл уравнений материального баланса при переносе молекул и атомов газа между этими состояниями и диффузионной зоной

0(l), 0(l), и 0(l), - константы скоростей соответствующих переходов на этих поверхностях;

0(l), и 0(l) - константы скоростей реакций диссоциации молекул водорода и образования этих молекул из атомов Н.

Рассмотрим стационарный перенос газа через мембрану. В этом случае уравнение для потока Jм, вытекающее из соотношений (4), (1), (2), имеет вид



(3)

Полагаем, что введенные константы скоростей могут зависеть от потоков JM и J0(l), т.е. 0(l), 0(l), 0(l), 0(l), 0(l) -- функции JM и J0(l). В равновесном случае, когда JM = 0, величины *0(l), *0(l), *0(l), *0(l), и *0(l) , равные соответствующим значениям констант скоростей при JM = 0, определяют количество Q (в молях Н2 на 1 м3) растворенного в мембране газа:

(4)

где m - масса молекулы газа Н2; Р - давление газа; 0(l)* = 0(l)* 0(l)* 0(l)*-10(l)*-2.

Требование JM = 0 при одинаковых давлениях газа с обеих сторон мембраны (J0 = Jl) приводит к соотношению

(5)

имеющему простой физический смысл: распределение атомов газа в равновесной системе является больцмановским.

Из уравнения (3) следует, что в общем случае потоки газа через мембрану различны при разной ее ориентации относительно областей повышенного и пониженного давлений («вентильный» эффект). Укажем необходимые и достаточные условия существования этого эффекта в рассматриваемом линейном случае [см. замечание после формулы (3.10)]. Если поток газа через мембрану JM не зависит от ее ориентации, то величина JM должна помимо уравнения (3.29) удовлетворять также соотношению

(6)

при любых значениях потоков J0 и Jl [здесь и далее при анализе «вентильных» эффектов для простоты мы пренебрегаем зависимостью величин 0(l), 0(l), и 0(l) от потоков J0(l). Это возможно лишь при одновременном выполнении следующих условий:

(7)

Если же хотя бы одно из равенств (7) нарушается, газопроницаемость мембраны зависит от ее ориентации.

Чтобы получить конечное выражение для потока JM, необходимо задаться явным видом функций 0(l)(JM), 0(l)(JM), и 0(l)(JM). Для простоты будем полагать эти величины не зависящими от потока JM в рассматриваемой области давлений газа. При этом параметры 0(l), 0(l), и 0(l) могут не совпадать с их равновесными значениями. Рассмотрим две наиболее интересные в экспериментальном плане ситуации.

Пусть диффузионное сопротивление мембраны велико (Fl), а коэффициент диффузии атомов водорода D не зависит от координаты х. Тогда из уравнения (3) следует:

(8)

Где (поток молекул Н2 в исследуемой системе в 2 раза меньше, чем поток атомов водорода Н).

При выводе соотношения (8) полагали Jl = 0 (с одной стороны мембраны -- вакуум). Заметим, что в этом случае величина не зависит от параметров «выходной» поверхности мембраны (х = l).

Если диффузионным сопротивлением мембраны можно пренебречь (Fl = 0), то ее проницаемость определяется только процессами, протекающими в области межфазных границ. При этом возможна ситуация, когда 0 0 (мембрана «не выпускает» находящийся в ней газ со стороны поверхности х = 0). Тогда когда 0 0, 0 0,5 и при JM получаем 1, что соответствует сверхпроницаемости асимметричной мембраны. Соотношение (3) существенно упрощается для симметричной перегородки, когда 0 = l , 0 = l , l = 0 и l = 0. В этом случае (Fl = 0, Jl = 0) поток JM удовлетворяет уравнению

(9)

Выражение (9) аналогично соответствующему соотношению для потока газа через мембрану, полученному в .

Если подавлены процессы образования молекул Н2 ( 0) или поверхность «не выпускает» газ ( 0), то из уравнения (9) следует, что

 (10)

При 0 значения 0,5 и 0,5, что отвечает сверхпроницаемости симметричной мембраны.

Из рассмотренного следует, что большое значение величины 0,1 1 в принципе можно достичь различными путями, в том числе и при реализации диффузионного режима в мембране, если выполняются условия DHl-1(002)Ѕ ~ NAЅ(mkБТ)јРЅ при диссоциации проникающего компонента.

При этом время установления стационарного потока может существенно отличаться от типичной для диффузионных процессов величины l2/(6D). Заметим, что проявление эффектов неравновесности при трансмембранном переносе газа может быть связано с действием ряда факторов. В частности, в случае «горячего» газа эти эффекты могут быть обусловлены отклонением функции распределения атомов (молекул) данного газа от максвелловской. Однако возможна и другая ситуация, когда неравновесность проявляется в зависимости констант перехода от потока JM, например вследствие взаимного влияния проникающих атомов (молекул) в окрестности межфазной границы при их максвелловской функции распределения в газовой фазе. Указанное влияние атомов (молекул) друг на друга может быть связано с большими характерными значениями радиусов взаимодействия этих атомов (молекул) на поверхности по сравнению с аналогичными значениями в объеме. Это может происходить при отсутствии эффективной экранировки заряженных частиц (при ионизации проникающих атомов) на границе раздела фаз, ангармоничности колебаний в поверхностных слоях (для неорганических материалов), дальнодействующего возмущающего влияния молекул газов на матрицу вблизи межфазной границы (для полимерных мембран). Таким образом, окончательные заключения о механизме сверхпроницаемости газа через твердофазные мембраны можно сделать только на основании всестороннего анализа наблюдаемых закономерностей кинетики стационарной и нестационарной газопроницаемости. В частности, вопрос о реализации эффекта сверхпроницаемости при диффузионном режиме массопереноса может быть решен при исследовании зависимости газопроницаемости от толщины перегородки. Если процесс проникновения водорода определяется только состоянием межфазных границ, то величина не зависит от 1, тогда как при диффузионном режиме массопереноса такая зависимость должна наблюдаться.

Организационно-экономическая часть

Для осуществления технико-экономического анализа проектируемой турбины был проведен подбор конструкции-аналога или конструкции базы сравнения. Ею стала конструкция паровой турбины К-500-240, выпускаемой ОАО «Силовые машины». По сравнению с ней, в проектируемой турбине номинальная мощность увеличена на 160 МВт за счет изменений в конструкциях ЦВД и ЦСД, высота лопатки ЦНД составляет 1200мм, в отличие от базовой конструкции с высотой лопатки 1000мм. Количество ступеней в ЦСД на каждый поток по 10, что компенсируется увеличенным диаметром ротора и в двухпоточном ЦНД расположено по 5 ступеней в каждом потоке, а не по 4, как у базовой конструкции.

Для подобранной конструкции были установлены следующие удельные данные: себестоимость, цена и трудоемкость одного килограмма массы турбины, а также структура себестоимости и цены по статьям затрат; вид, цены и коэффициенты использования материалов; структура материальных затрат, перечень комплектующих изделий, нормы их расхода и оптовые цены; вид и стоимость полуфабрикатов собственного производства; состав работ в процессе изготовления турбины и структура её трудоёмкости. Эти данные важны не только как детальная характеристика экономичности изготовления конструкции-базы сравнения, они необходимы для последующих расчетов технико-экономических показателей по проектируемой турбине и сравнительного анализа. Перечисленные данные будут использованы для ориентировочной оценки себестоимости проектируемой турбины по методу удельного веса статей затрат.

Идея данного метода основана на том, что близкие в конструктивном, технологическом и функциональном отношениях изделия, изготовляющиеся в аналогичных условиях производства, имеют сходную структуру себестоимости по статьям затрат. Используя это обстоятельство, необходимо рассчитать величину затрат по одной из статей затрат проектируемой турбины ("Основные материалы") и в соответствии со структурой себестоимости изделия-аналога определить величину затрат по остальным статьям себестоимости. Так будет ориентировочно определена себестоимость проектируемой конструкции.

Расчет затрат на основные материалы

Вес основных материалов в составе массы турбины - 700000 кг.

Вид и наименование материала	Уд. вес, вес вида материала в составе осн. материалов	Уд. вес, вес наимен-я материала в матер-ах дан. вида	КИМ	Черновая масса	Цена за кг	Стоимость материала
	%	кг	%	кг	%	кг	руб.	руб.
1. Рядовой прокат	0.7	4802
	а. крупносортная сталь			91.0	2185	0.86	2540.7	25.4	64533.8
	б. мелкосортная сталь			9.0	216	0.95	227.5	26.9	6119.8
2. Качественный прокат	80.0	274400
	а. сталь углеродистая			5.2	14168.8	0.44	32200	26.9	866180
	б. сталь легированная			14.5	39788	0.44	90427	60.5	5470833
	в. нержавеющая сталь			5.7	15640.8	0.36	43444	129.6	563034
	г. углеродистая листовая сталь			73.0	200312	0.32	625975	30.1	18841848
	д. легированная листовая сталь			1.2	3292.8	0.23	14316	51.9	743000
	е. нержавеющая листовая сталь			0.4	1097.6	0.50	2195.2	95.5	209641
3. Изделия дальнейшего передела	4.2	14406
	а. калиброванная сортовая сталь			17.0	2449	0.62	3950	40.7	160765
	б. легированная сортовая сталь			83.0	11957	0.49	24402	57.3	1398234
4. Трубы	11.5	39445
	а. катаные высокого давления			1.0	394	0.68	580	71.9	522.71
	б. катаные			24.5	9664	0.74	13059	44.4	579819
	в. нефтепроводные			20.5	8086	0.94	8602	34.3	295048
	г. тянутые высок. давл.			27.3	10768	0.73	14751	125.6	1852725
	д. тонкостенные			22.6	8914.5	0.74	12047	122.2	1472143
	е. сварные больш. диам.			3.8	1499	0.86	21743	37.3	811013
	ж. прочие			0.3	118	0.90	131	49.4	6476
5. Цветные металлы	3.6	12348
	а. баббит			2.7	333	0.32	1042	141.0	146902
	б. медь листовая			1.0	123	0.52	237	139.6	33149
	в. латунь листовая			2.2	271	0.25	1086	136.1	147889
	г. трубы латунные			73.0	9014	0.86	10481	151.8	1591082
	д. бронза прутковая			9.7	1197	0.22	5444	146.5	794874
	е. проволока константановая			2.3	284	0.90	315	260.1	82045
	ж. лента нейзильберовая			1.2	148	0.85	174	300.0	52297
	з. аноды кадмиевые			6.6	815	1.00	815	120.0	97796
	и. прочие			1.3	160	0.70	229	120.0	27518
Итого:								72488622

Для определения размера затрат по статье «Основные материалы», необходимо исключить стоимость реализуемых отходов, учесть транспортно-заготовительные расходы и расходы на прочие материалы.

Стоимость основных материалов за вычетом реализуемых отходов определяется зависимостью:

;

где - стоимость черной массы основных материалов, руб.;

- стоимость реализуемых отходов, %; .

Стоимость основных материалов с учетом реализуемых отходов определяется:

;

где - коэффициент, транспортно-заготовительные расходы, %; .

Общая стоимость основных материалов определяется соотношением:

;

где - стоимость прочих основных материалов в процентах от стоимости ведущей группы основных материалов, %; .

Полученная в результате расчета стоимость основных материалов используется для вычисления всех остальных статей затрат себестоимости проектируемой турбины и определения её полной себестоимости.

Используя структуру затрат полной себестоимости изделия-аналога вычислим себестоимость проектируемой турбины, воспользовавшись величиной удельного веса затрат на сырье и основные материалы в данной структуре.

Структура затрат полной себестоимости

Статьи затрат	Вес статей затрат в полной себестоимости турбины
	%	руб
Прямые затраты
1. Сырье и основные материалы	8.5	104086252
2. Покупные и комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги кооперирования	9.0	110208972
3. Полуфабрикаты своего производства	15.5	189804340
Итого материальные затраты:	33	404099566
4. Реализуемые отходы (вычитаются)	0.5	6122720
Материальные затраты за вычетом отходов:	32.5	397976846
5. Топливо и энергия на технологические нужды	2.0	24490882
6. Основная зарплата производственных рабочих	12.0	146945296
7. Расходы на подготовку, в том числе:	3.0	36736324
	а. отчисления в фонд новой техники	2.7	33062690
	б. отчисления в фонд премирования в за освоение новой техники	0.3	3673632
8. Расходы на спецоснастку	5.0	61227206
9. Отчисления на НИР и ОКР	0.6	7347264
Итого условно-прямых затрат:	54.5	667376556
Косвенные затраты
10. Цеховые расходы	27.5	336749638
11. Общезаводские расходы	17	208172504
Итого производственная себестоимость:	99	121298698
12. Внепроизводственные расходы	1.0	12245440
Итого полная себестоимость:	100	1224544140

Плановый уровень полной себестоимости проектируемой турбины используется для определения её цены:

где - средний уровень рентабельности продукции предприятий турбиностроительной промышленности; .

Выводы об экономической эффективности проектируемого варианта турбины

После расчета себестоимости и оптовой цены турбины необходимо провести сравнительный технико-экономический анализ разработанного варианта конструкции. Для этого определяются и сопоставляются капитальные и эксплуатационные затраты по проектируемому и базовому вариантам.

Наименование статей	Ед. изм.	Значения	Отклонения
		базовый	спроек-ый	Абсолютные и в %
1. Единовременные капитальные затраты:	руб.	1470'000'000	1530067904	+4%
	а. оптовая цена	руб.	1400'000'000	1565207526
	б. транспортировка и строительно-монтажные работы (5% от цены)	руб.	35'000'000	82570744
2. Число часов использования установленной мощности	час/год	8000	8000
3. Годовая выработка электрической энергии	тыс.кВтчас	4'800'000	5'280'000	+10%
4. Эксплуатационные затраты:	руб./год	1609500000	759'421'131	- 45'328'869
	а. амортизация	руб./год	73500000	25'501'131	- 9'602'572
	б. стоимость годового расхода пара:	руб./год	1572'000'000	733'920'000	- 34'080'000
	- удельный расход пара	кг/кВтчас	6.4	5.56	-13.1%
	- годовой расход пара	т/год	15360'000	14678400
	- стоим-ть 1т. пара - 100 руб.
5. Эксплуатационные затраты в расчете на 1000 кВтчас выработанной энергии	руб.	335.3	287.7	- 14%

Амортизация рассчитывается линейным способом. Заявленный ресурс эксплуатации составляет 20 лет для базового варианта турбины и 30 лет - для проектируемого.

Сравнительный анализ ведется на базе показателей сравнительной экономической эффективности.

1. Годовой экономический эффект:

где - соответственно эксплуатационные затраты по базовой и проектируемой конструкциях;

- соответственно капитальные затраты по базовой и проектируемой конструкции.

- нормативный коэффициент эффективности дополнительных капитальных вложений,

2. Коэффициент эффективности дополнительных капительных вложений:

где:

- годовая экономия эксплуатационных затрат. Определяется разностью эксплуатационных затрат по базовой и проектируемой конструкции:

- дополнительные капитальные вложения. Определяются разностью капитальных вложений по проектируемой и базовой конструкции:

3. Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений:

Общие данные о технико-экономическом преимуществе усовершенствованного варианта конструкции

Технико-экономические показатели	Ед. изм.	Конструкция
		базовая	проектируемая
1. Мощность	кВт	500'000	660'000
2. КПД электрический		0.45	0.52
3. Оптовая цена	руб.	1400'000'000	1457207526
4. Себестоимость 1000 кВт выработанной энергии	руб.	670	575
5. Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений	лет		0.14
6. Коэффициент эффективности дополнительных капиталовложений			7,1
7. Годовой экономический эффект	руб.		88738866

Вывод: технико-экономичекий анализ проектируемой турбины и базовой конструкции К-500-240 ОАО «Силовые машины» показал, что ее производство по сравнению с аналогом ведет к незначительному увеличению капитальных затрат, но приводит к снижению эксплуатационных затрат. Спроектированная турбина по сравнению с турбиной-аналогом имеет более высокий КПД, меньшие потери в цикле, увеличенный на 50% ресурс полезного использования, а также более низкую себестоимость вырабатываемой электроэнергии, что позволяет судить об эффективности внедряемой конструкции и ее экономической целесообразности для производителя. Эффективность внесенных конструктивных изменений в базовый вариант изделия очевидна и изменения оправданы.

Обеспечение безопасности труда при механической обработке сварной диафрагмы цилиндра среднего давления паровой турбины

Технологический процесс, включающий токарную, фрезерную и шлифовальную обработку диафрагмы осуществляется в условиях механического цеха с железобетонным полом. В цехе имеется водяное отопление, цеховая магистраль сжатого воздуха, осветительные и вентиляционные установки. Цеховой транспорт представлен талью на монорельсе, электрокранами и электропогрузчиками.

Эргономические характеристики трудовой деятельности оператора определяются спецификой системы «человек - станок - производственная среда», для оптимизации которой необходимо обеспечение эргономических требований.

На данном этапе производства можно выделить следующий ряд вредных производственных факторов:

- механические опасные факторы;

- повышенное напряжение в электрической цепи, замыкание которой может произойти через человека;

- повышенная концентрация аэрозолей СОЖ;

- повышенный уровень шума;

- опасные факторы пожара (в случае его возникновения);

- психофизиологические вредные факторы, возникающие в процессе труда (перенапряжение зрительного анализатора, умственная и эмоциональная перегрузка, неудобные рабочие позы).

Оценка механической безопасности

Механическим опасные факторы создают движущиеся части машин и механизмов. При работе на обрабатывающих станках источниками опасных факторов могут быть: резец, стружка, обрабатываемая деталь, приспособление.

При воздействии на человека они вызывают травмы, как легкие, так и тяжелые. Во избежание травмирования, применяют следующие меры защиты:

* Блокировочные устройства, препятствующие проникновению человека в опасную зону, или устраняющие опасный фактор на время пребывания человека в опасной зоне (защитные кожухи и т.д.);

* Сигнализирующие устройства, информирующие о работе оборудования (световые и звуковые сигналы);

* Дистанционное оборудование, с помощью которого осуществляют контроль и регулирование оборудования с участков, удаленных от опасной зоны.

* Оградительные устройства (стационарные, подвижные и переносные);

* Различные предохранительные средства, которые отключают оборудование при отклонении какого-либо параметра, характеризующего работу оборудования;

* Для удаления металлической стружки применяют специальные инструменты.

Оценка безопасности токарных работ при повышенной концентрации вредных аэрозолей СОЖ

Производственный процесс характеризуется повышенным содержанием пыли в воздушной среде рабочей зоны. Пыль, образующаяся в процессе абразивной обработки, состоит на 30-40% из материалов абразивного круга, на 60-70% из материала обрабатываемого изделия. При обработке резанием повышается температура поверхности оборудования и материала, и следует охлаждать зону резания с помощью подачи СОЖ, а это является источником выделения в воздухе аэрозолей и паров воды.

Повышенное содержание паров, газов и пыли вызывают затруднение дыхания, головокружение и негативно сказывается на здоровье человека.

Для создания комфортного климата в рабочей зоне применяется общеобменная вентиляция.

Оценка электробезопасности

К факторам, вызывающим опасность травмирования электрическим током относятся:

* Повышенное напряжение в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека, вызывая электротравмы;

* Аварийные режимы работы оборудования возникает при повреждением изоляции и замыканием фазы на корпус электрифицированного оборудования или на землю;

Для защиты в соответствии с ГОСТ 12.1.019-81 предусматривает зануление. Помимо этого для защиты от повышенного напряжения применяют:

* Изоляцию токоведущих частей оборудования, размещение их на недоступной высоте, сооружение ограждений от случайного прикосновения;

* Изолирующие подставки -- применяются в качестве изолирующего основания (диэлектрические коврики).

Оценка акустической безопасности

Повышенный уровень шума на рабочем месте возникает при обработке резанием. Источники шума можно разделить на конструкторские и технологические.

Конструкторские источники шума связаны с работой станка на холостых режимах, связанные с неточностью проектирования станка.

Технологические источники связаны с самим производственным процессом, истечением струи сжатого воздуха из пневматической системы.

Длительное нахождение человека в шумном помещении приводит к снижению слуха, нервно-психическим перегрузкам (эмоциональные перегрузки). Октавные уровни звукового давления и уровни шума на рабочем месте не должны превышать значений, указанных в ГОСТе 12.1.003-83

Для снижения уровня шума и его вредного воздействия следует принимать меры. Такие как, ограждение особо шумного оборудования звукопоглощающей перегородкой или звукоизолировать (звукоизолирующие кабины).

Оценка вибробезопасности

На станках возможно возникновение повышенного уровня вибрации, связанного с движением режущего инструмента и работой двигателя, то эта вибрация оказывает воздействие на рабочего, обслуживающего станок. Повышенный уровень вибрации в резонансной или околорезонансной зоне может быть причиной вибрационной болезни - стойких нарушений физиологических функций организма, обусловленных воздействием вибраций на центральную нервную систему.

Следовательно, необходимо применение мер подавления вибраций и ограничения времени воздействия на человека. К таким мерам относятся:

* Подкладывание под станок специальных ковриков;

* Длительность рабочей смены не более 8 часов;

* Установление 2 регламентированных перерыва, учитываемых при установлении нормы выработки длительностью 20 минут через 1-2 часа после начала смены и длительностью 30 минут примерно через 2 часа после обеденного перерыва;

* Обеденный перерыв длительностью не менее 40 минут примерно в середине смены.

Оценка климатических условий в рабочем помещении

Повышенная или пониженная температура рабочей зоны, повышенная или пониженная влажность воздуха, повышенная или пониженная подвижность воздух, являются факторами недопустимыми в рабочем помещении. Эти факторы могут привести к появлению дискомфортного состояния рабочих.

Допустимые параметры микроклимата должны соблюдаться в соответствии с ГОСТом 12.1.005 - 88.

Для нормализации температурного режима и влажности воздуха в помещении используется общеобменная вентиляция. В холодное время года используется отопление, а в теплое кондиционирование воздуха.

Оценка взрывопожарной безопасности механического цеха

Возможными источниками возгорания в отделении цеха является: электрическая искра, электрическая дуга при коротком замыкании, нагретая стружка.

Воздействие на человека открытого огня вызывает ожоги различных степеней тяжести. Выделение угарного газа при горение вызывает затруднение дыхание.

Пожарная безопасность при обработке металлов резанием обеспечивается:

* Системой предотвращения пожара;

* Системой пожаротушения;

* Противопожарной защитой и организационно-техническими мероприятиями в соответствии с ГОСТом 12.1.004 - 91 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования».

В соответствии с НПБ 105-95 здание относится к категории «Д». К этой категории относятся производства, в которых обращаются негорючие вещества и материалы в холодном состоянии (цеха холодной обработки материалов).

Обеспечение нормативных параметров освещенности в механическом цехе

Различают следующие виды производственного освещения: естественное, искусственное и совмещенное. При освещении производственных помещений используют естественное освещение, создаваемое прямыми солнечными лучами, рассеянным светом небосвода и меняющемся в зависимости от географической широты, времени года и суток, степени облачности и прозрачности атмосферы; искусственное освещение создается, в основном, электрическими источниками света, и совмещенное освещение, при котором недостаточное по нормам естественное освещение дополняют искусственным.

Система общего освещения представляет собой совокупность светильников, расположенных над рабочими местами и питающимися от сети переменного тока 220В. Она дополняет естественное освещение и заменяет его в темное время суток. Система оказывает психофизиологическое воздействие на рабочих, способствует высокой эффективности и безопасности труда, снижает утомляемость и травматизм, сохраняет высокую работоспособность продолжительное время.

Естественное и искусственное освещение в помещениях регламентируется нормами СНиП 23-05-95 в зависимости от характера зрительной работы, системы и вида освещения, фона, контраста объекта с фоном.

Расчет искусственного освещения в механическом цехе

Задачей расчета является определение потребной мощности электрической осветительной установки для создания в помещении заданной освещенности.

Исходные данные:

Величина измерения	м	м	м	лк	м	м	м	кВт	кВт
Значение	6	12	7	300	25	15	25	2	0,5

Принимаем лампы типа ДРЛ, светильники типа С35ДРЛ. Длина цеха А = 60 м. Ширина цеха В = 48 м.

Расчет числа и мощности ламп светильников

Установка и расположение светильников определяется параметрами:

h - расчетная высота,

L - расстояние между соседними светильниками,

l - расстояние от крайних светильников до стен.

Распределение освещенности по площади поля существенно зависит от типа светильника и отношения:

л = .

Для заданного типа светильника С35ДРЛ величина л = ( 0,6 ч 1,0 ).

Расстояние между лампами выбираем кратным расстоянию между колоннами.

В соответствии с размерами цеха предварительно выбираем расстояние между светильниками L, м:

L = л • h = ( 0,6 ч 1,0 ) • 7

Принимая во внимание расстояние между колоннами и учитывая что расстояние светильников от стен или рядов колонн принимается в пределах 0,3 ч 0,5 L выбираем L = 6 м и подсчитываем количество светильников в одном пролете: N = 18 св. А затем количество светильников в цехе N = 78.

Определяем индекс помещения i:

i = = = 3,8

Определяем коэффициент использования з:

для этого необходим индекс помещения i и коэффициенты отражения поверхностей помещения. Для упрощения используем таблицу 2 для наиболее распространенных коэффициентов отражения.

Таблица 2

Тип КСС	Индекс помещения, i
Г-1	0,6	0,8	1,25	2,0	3,0	5,0
з	0,35	0,45	0,6	0,63	0,68	0,77

Принимаем з = 0,70

Определим необходимый световой поток ламп:

Ф = , лм

где: Е - заданная минимальная освещенность; z - отношение E/E;

k - коэффициент запаса; з - коэффициент использования;

S - освещаемая площадь.

Коэффициент запаса k можно принять равным 1,1; z для ламп типа ДРЛ принять равным 1,15.

S = 60 • 48 = 2880 м ;

Ф = = 21685,7 лм.

По световому потоку выбираем ближайшую стандартную лампу из табл.3. Световой поток не должен отличаться от расчетного в пределах минус 10 и плюс 20 %.

Таблица 3

Тип лампы	Мощность, Вт	Напряжение, В	Ток, А	Ф, лм
ДРЛ 400	400	135	3,25	23000

Для заданных пролетов размещение светильников производим по углам площадки со сторонами LЧ L = 6 Ч 6 м.

Определение расчетной нагрузки

Расчетная нагрузка - это нагрузка по которой производим расчет электрической сети. Для осветительных установок расчетная нагрузка примерно равна установленной мощности:

 = • ; = ,

где:

N - количество светильников;

р - мощность лампы одного светильника;

- коэффициент спроса.

Для производственных зданий, состоящих из отдельных крупных пролетов, коэффициент спроса принимаем равным 0,95.

= 72 • 400 • 0,95 = 27360 Вт.

Таким образом, для обеспечения оптимальной освещенности на рабочем месте необходимо установить 72 лампы светильника типа С35ДРЛ общей мощностью 27 360 Вт.

Обеспечение экологической безопасности при эксплуатации ПГУ-1000

В ходе эксплуатации паротурбинный блок, как известно, оказывает серьезное воздействие на окружающую среду. К таким воздействиям следует отнести:

1. Выбросы вредных веществ в атмосферу

2. Сброс сточных вод ТЭС

3. Загрязнение твердыми отходами

4. Шумовое загрязнение

5. Тепловые выбросы

Тепловая электростанция с установленной на ней спроектированной турбиной оказывает существенное влияние на воздушный бассейн в районе расположения. В результате сгорания органического топлива в дымовых газах образуются углекислый газ СО2, водяные пары Н2О, азот N2, сера в виде окислов SO2 (сернистый газ) и SO3 (серный ангидрид) и летучая зола. К числу токсичных составляющих относятся окислы серы SО3 и SO2, оксид углерода СО и летучая зола. Около 99% в окислах серы составляет SO2.

Кроме указанных компонентов при высоких температурах в топочной камере образуется некоторое количество токсичных окислов азота в виде NO, NO2, N2O4, N2O5 и др.

Основное количество углерода выбрасывается в форме СО2 и не относится к числу токсичных компонентов, но в глобальном масштабе может оказывать некоторое влияние на состояние атмосферы и даже климат планеты. Оксид углерода СО является токсичным компонентом, однако при рационально построенном процессе горения он выбрасывается в незначительном количестве.

Согласно ГОСТ 17.2.1.01 - 76 выбросы в атмосферу классифицируют:

1) по агрегатному состоянию вредных веществ в выбросах. Это газообразные и парообразные (SO2, СО, НОх, углеводороды и др.); жидкие (кислоты, щёлочи, органические соединения, растворы солей и жидких металлов); твёрдые (свинец и его соединения, органическая и неорганическая пыль, сажа, смолистые вещества и др.);

2) по массовому выбросу выделяют 6 групп, т/сут:

1 - не менее 0,01; 2 - 0,01 ч 0,1; 3 - 0,1 ч 1,0;

4 - 1,0 ч 10; 5 - 10 ч 100; 6 - свыше 100.

При неполном сгорании топлива в продуктах сгорания могут содержаться также углеводороды, окись углерода СО и некоторые другие компоненты. Зола ряда органических топлив может иметь повышенную токсичность и содержать мышьяк, свободную двуокись кремния, свободную окись кальция. Зола мазутов содержит, в частности, окисел ванадия V2O5.

Для уменьшения выбросов золы применяются различные золоуловители, которые классифицируются следующим образом:

1) Механические золоуловители (циклон)

2) Мокрые золоуловители (скруббер)

3) Электрофильтры

В качестве меры борьбы с выбросами с окислами серы и азота применяется предварительное обессеривание топлива и переработка сернистых топлив сжиганием на ТЭС(газификация).

Даже после очистки содержание вредных веществ в сотни раз превышает ПДК. Для снижения концентрации до приемлемых величин применяют рассеивание из высотных труб, за счет турбулентного перемешивания с огромной массой воздуха концентрация снижается до норм ПДК.

В дипломной работе предлагается использовать для рассматриваемой энергетической установки современную технологию CCS (CO2 Capture and Storage), которая заключается в удержании углекислого газа из топлива до его непосредственного использования в камере сгорания газовой турбины и его последующем захоронении. Технология CCS широко применяется в ряде современных энергоблоков в США и Европе на установках с внутрицикловой газификацией угля (IGCC - Integration Gasification Combined Cycle). Принципиальная схема такого энергоблока приведена на рис. 2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2. Базовая схема IGCC электростанции с получением Н2 и захоронением СО2. Использование мембран, удерживающих СО2

Существует два принципиальных варианта реализации такой схемы. Первый, изображенный на рисунке выше, представляет собой парогазовую установку с внутрицикловой газификацией угля и мембранным реактором конверсии с мембранами, извлекающими СО2 из очищенного синтез-газа. Второй вариант заключается в использовании реактора конверсии с мембранами, удерживающими водород. Для доставки водорода в цикл ПГУ и контроля его стехиометрической температуры горения применяется продувка азотом той части реактора, куда попадает адсорбированный водород. Остальная часть очищенного синтез-газа подвергается дополнительному процессу рафинирования и все удержанные горючие элементы возвращаются в цикл, а СО2 подвергается ожижению и захоронению. Принципиальная схема такой установки приведена на рис. 3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3. Базовая схема IGCC электростанции с получением Н2 и захоронением СО2. Использование мембран, удерживающих Н2

Газификаторы угля делают возможным получение водорода достаточно высокого давления, чтобы его можно было использовать в мембранных реакторах конверсии. В отличие от электростанций, использующих реформинг природного газа для получения Н2, где применение Н2-мембран более целесообразно, мембраны, извлекающие СО2 могут составить конкуренцию Н2-мембранам на электростанциях с газификацией угля, т.к. они обеспечивают дополнительную конверсию СО.

Использование энергетических установок с удержанием и захоронением СО2 может значительно сократить загрязнение окружающей среды и предотвратить опасность глобального потепления.

Одним из факторов взаимодействия ТЭС с водной средой является

потребление воды системами технического водоснабжения, в т.ч. безвозвратное потребление воды. Основная часть расхода воды в этих системах идёт на конденсацию пара в конденсаторах паровых турбин. Остальные потребители технической воды (системы золо- и шлакоудаления, химводоочистки, охлаждения и промывки оборудования) потребляют около 7% общего расхода воды. В тоже время именно они являются основными источниками примесного загрязнения. Например, при промывке поверхностей нагрева котлоагрегатов серийных блоков ТЭС мощностью

300 МВт образуется до 10 000 м3 разбавленных растворов соляной кислоты, едкого натра, аммиака, солей аммония.

Кроме того, сточные воды ТЭС содержат ванадий, никель, фтор, фенолы и нефтепродукты. На крупных электростанции расход воды, загрязнённой нефтепродуктами (масла и мазут), доходит до 10-15 м3/ч при среднем содержании нефтепродуктов 1-30 мг/кг (после очистки). При сбросе их в водоёмы они оказывают пагубное влияние на качество воды, водные организмы.

Сжигание на электростанциях многозольного топлива с невысокой теплотой сгорания приводит к выходу большого количества золошлаковых материалов, требующих утилизации и минимизации их вредного воздействия на окружающую среду. На большинстве ныне существующих тепловых электростанциях зола и шлак удаляются гидравлическим способом. Для этого требуется выделение значительных площадей земли под золоотвалы. Территория золоотвалов абсолютно не пригодна для эффективного использования в сельском хозяйстве и в промышленности. Основной путь решения проблемы создание системы отпуска золошлаковых материалов потребителям для различных нужд.

В решении общей проблемы снижение вредных воздействий энергоустановок на окружающую среду существенное значение приобретают вопросы борьбы с шумом. Основное и вспомогательное оборудование ТЭС является, как правило, источником шума. Это оборудование, расположенное внутри главного корпуса, воздействует только на обслуживающий персонал ТЭС, и борьба с шумом от такого оборудования относится к вопросам охраны труда. Однако, имеются источники шума, которые могут воздействовать на район, расположенный за пределами территории ТЭС. Эта проблема имеет особое значение для ТЭЦ, расположенных в районе жилой застройки больших городов, где нормы допустимого уровня шума приняты значительно более жесткими, чем в цехах электростанции. Остро стоит проблема борьбы шумами от тягодутьевых устройств на ТЭС большой мощности. Несмотря на то, что дымососы и дутьевые вентиляторы установлены на уровне земли, звук от них распространяется по газовоздухопроводам, как по волноводам, к месту забора воздуха вентиляторов и устью дымовых труб у дымососов, а оттуда по воздуху в окружающий район. Поскольку звук распространяется прямолинейно, то исключительное значение имеет высота расположения источника над уровнем земной поверхности. Чем выше расположен источник звука тем на больший район вокруг ТЭЦ он может оказывать воздействие.

Для борьбы с шумом из высотных источников используют шумоглушитель. Так в газоходах между дымососом и дымовой трубой устанавливают плоский шумоглушитель. Дымовые газы, двигаясь в каналах, в которых размещены плиты с шумопоглощающим материалом, снижают свою звуковую мощность до необходимого уровня.

Снижение звуковой мощности достигается использованием труб с газоотводящим стволом конической формы с прижимной кирпичной футеровкой или вентилируемым зазором.

На ТЭС наблюдается выделение огромного количества тепла в окружающую среду. Тепловые потери происходят:

1) с охлаждающей водой;

2) с уходящими газами;

3) потери от горячих частей турбины, паропроводов, котла,

Количество охлаждающей конденсаторы воды превышает количество конденсирующегося пара примерно в 40--70 раз. Температура охлаждающей воды при этом повышается по крайней мере на 8-10°С, т. е. имеет место тепловое загрязнение водоемов. В настоящее время еще нет четких и единых технических и экологических решений полезного использования «тепловых сбросов» в связи с чем на большинстве электростанций создаются оборотные системы охлаждения конденсаторов турбин.

Температура уходящих газов составляет 120-170°С. Тепло выноситься в окружающую среду с частицами золы сбрасываемых из дымовой трубы. В настоящее время происходит развитие различных способов использование низкопотенциального тепла. Постоянно снижается температура уходящих газов, и как следствие снижаются тепловые выбросы.

Паропроводы, паровпуск, корпус турбины имеют температуру примерно равную температуре острого пара, которая составляет 540°С. Методом борьбы с тепловыми потерями, в данном случае, является теплоизоляция горячих частей турбины.

Расчёт теплоизоляционного покрытия паропровода острого пара

В спроектированной паротурбинной установке максимальную температуру будет иметь поверхность паропровода острого пара. В качестве теплоизоляционного покрытия паропровода выбраны известково-кремнистые сегменты.

В связи с необходимостью создания запаса толщины слоя изоляции, пренебрегаем в расчёте сопротивлением теплоотдачи теплоносителя к стенке паропровода.

Коэффициент теплопроводности материала изоляции

- средняя температура слоя изоляции

t н. из. - наружная температура изоляции tmeпл - температура теплоносителя.

Полное термическое сопротивление:

Удельные линейные потери:

Толщина изоляции:

Рис. 4. Толщина теплоизоляции трубопровода

Выводы

Рассчитанная система освещения обеспечивает требуемый уровень освещенности токарного цеха.

Для снижения тепловых выбросов применена тепловая изоляция. Для обеспечения температуры наружной изоляции tн.из.=20°С необходимо и достаточно изоляция толщиной 248мм.

Соблюдение приведенных выше норм по охране труда обеспечивает безопасные условия труда работникам и существенно снижает загрязнение окружающей среды.

Список литературы

1. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин // Учебник для вузов в 2 кн. // М.: Энергоатомиздат, 1993

2. Справочник технолога - машиностроителя. В 2-х т. / А.Г. Косилова, Р.К. Мещерякова // М.: Машиностроение, 1985

3. Паровые и газовые турбины // Учебник для вузов / М.А. Трубилов, Г.В. Арсеньев и др. // М.: Энергоатомиздат, 1985

4. Шпильрайн Э.Э., Малышенко С.П., Кулешов Г.Г. (1984) Введение в водородную энергетику.

5. Дытнерский Ю.И. Мембранное разделение газов. 1991г.

6. Тимашев С.Ф. Физика-химия мембранных процессов. 1986 г.

7. Методические указания к расчету газификатора. Наздратенко. 2001 г. НГТУ.

Размещено на Allbest.ru