10806

Рис. 1. Доли потерь теплоты наружных стен, приходящиеся на их однородную часть, узлов точечных и линейных теплотехнических неоднородностей

при толщине тепловой изоляции δут = 50, 100 и 150 мм

Полученные результаты свидетельствуют о значительном вкладе в суммарные потери теплоты неоднородных включений, Λ = 21,8…45,7 %.

Наибольшие потери теплоты приходятся на однородную часть стены, Λ = 54,3…78,2 %. Из неоднородных включений наибольшие дополнительные потери имеют узлы сопряжения оконного блока со стеной, Λ = 6,5…20,8 %. Столь значительное влияние неоднородностей на приведенное сопротивление теплопередаче требует их обязательного учета при расчете тепловой нагрузки на систему отопления многоквартирных жилых домов в ходе их капитального ремонта.

Авторами были определены доли потерь теплоты N, %, через наружные ограждения при различных значениях δут, мм (рис. 2).

150

Рис. 2. Доли потерь теплоты N, %, через наружные ограждения при толщине тепловой изоляции δут = 50, 100 и 150 мм

Общий вклад потерь через наружные ограждающие конструкции в установочную мощность отопительных приборов составляет величину N от 33,9 до 42,1 %. При отсутствии расчета теплотехнических неоднородностей от 17 до 21 % от требуемой мощности системы отопления будет не учтено, что приведет к несоблюдению расчетных режимов работы системы отопления и требований санитарной гигиены в помещениях.

Литература

1.СП 230.1325800.2015 Конструкции ограждающие зданий. Характеристики теплотехнических неоднородностей. – М.: ФАУ «ФЦС»,

2015. – 72 с.

2.Agros2D – Application for solution of physical fields // www.agros2d.org URL: http://www.agros2d.org/down/ (дата обращения: 25.09.2018).

3.Беляев, В.С. Методики расчетов теплотехнических характеристик энергоэкономичных зданий. – М.: АСВ, 2014. – 272 с.

151

Д.В. Козлова, Е.А. Курашова, А.В. Гордеев

ФГБОУ ВО «Нижегородский государственный архитектурностроительный университет», г. Нижний Новгород, Россия

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ВОДОГРЕЙНОЙ КОТЕЛЬНОЙ С КОТЛАМИ DUOTHERM POLICRAFT 6000

Тригенерация - это процесс совместной выработки электричества, тепла и холода. Тригенерация является более выгодной по сравнению с когенерацией, поскольку даёт возможность эффективно использовать утилизированное тепло не только зимой для теплоснабжения, но и летом для холодоснабжения систем кондиционирования воздуха или технологических процессов. Для этого применяются теплоиспользующие абсорбционные бромистолитиевые холодильные установки.

Рассмотрим пример реконструкции водогрейной котельной в миниТЭЦ с выработкой холода. Цельустойчивое и бесперебойное электроснабжение котельной, обеспечение электроэнергией и холодом обслуживаемое предприятие.

Исходные данные объекта: в качестве основного оборудования мини-ТЭЦ приняты два водогрейных котла Duotherm 6000P Polycraft (Италия), мощностью 6000 кВт каждый. Схема котельной-двухконтурная, система теплоснабжения-двухтрубная. На рис. 1 представлена принципиальная тепловая схема котельной установки.

В качестве электрогенерирующего оборудования предлагается применить газопоршневую когенерационную установку. Она представляет собой генератор электроэнергии, приводом которого является двигатель внутреннего сгорания. В качестве топлива используется природный газ [1].

По результатам подбора основного оборудования котельной находится необходимая электрическая мощность. Используя эти данные принимаем к установке газогенераторную установку CATERPILLAR

G3412 [2].

152

Для поддержания низкого давления в испарителе и обеспечения непрерывности процесса охлаждения пары хладагента должны абсорбироваться (поглощаться) в абсорбере. Для абсорбирования водяных паров используется крепкий раствор бромида лития LiBr, имеющий высокую поглощающую способность и поступающий из генератора на направляющие абсорбера. В процессе абсорбции водяных паров раствор бромида лития разбавляется, что снижает его поглощающую способность, раствор LiBr становится слабым. Затем насос слабого раствора LiBr перекачивает слабый раствор в генератор, где происходит одностадийное концентрирование раствора бромида лития для испарения предварительно абсорбированной воды. Частотно-регулируемый привод насоса раствора автоматически поддерживает оптимальный поток раствора к генератору на всех режимах работы для обеспечения максимальной энергетической эффективности. Слабый раствор LiBr (низкой концентрации) сначала подается в генератор, где он нагревается и превращается в крепкий раствор высокой концентрации за счет выпаривания из него водяного пара при помощи теплоты от горячей воды(источник тепловой энергии). Водяной пар из генератора поступает в конденсатор для охлаждения и конденсации. Затем хладагент возвращается в испаритель для возобновления рабочего цикла. Для отвода теплоты, выделяющейся при конденсации водяных паров хладагента в конденсаторе чиллера, используется охлаждающая вода от градирни, которая сначала направляется в абсорбер для поглощения теплоты абсорбции и из абсорбера охлаждающая вода подается в конденсатор. Для повышения энергетической эффективности цикла охлаждения слабый раствор направляется в теплообменник для предварительного нагревания крепким раствором из генератора [3].

Рис. 2. Принцип работы АБХМ

При работе когенерационной установки двигатель нагревается. Для использования этой теплоты и для безопасной работы двигателя в его конструкции предусмотрена рубашка охлаждения. Охлаждение водяное,

154

которого возможно снизить нагрузку с водогрейных котлов или подключить больше потребителей. АБХМ вырабатывает 105 кВт холода.

Стоимость газогенераторной установки 10 905 408,78 руб. Расчёт окупаемости показал, что установка окупится за 3 года и 3 месяца. Стоимость АБХМ 3 428 205 р. Расчёт окупаемости показал, что установка окупится за 1 год и 4 месяца.

Таким образом срок окупаемости оборудования достаточно небольшой при такой высокой стоимости установок.

Литература

1.Электронный ресурс http://cogeneration.ru

2.Электронный ресурс https://www.caterpillar.com/

3.Электронный ресурс http://lessar.com/

Л.М. Дыскин, Е.С. Зайцева, К.С. Левончук

ФГБОУ ВО «Нижегородский государственный архитектурностроительный университет», г. Нижний Новгород, Россия

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ

Существует два способа реализации работы промышленных тепловых насосов (ТН): за счет использования тепла подземных вод (температура воды +8˚С), и за счет сбросного топлива производственных предприятий (температура теплоисточника +40˚С). В первом случае 1 кВт·ч электроэнергии преобразуется в 3 кВт·ч тепловой энергии, а во втором случае в 6 кВт·ч. При этом полученная энергия распределяется следующим образом: 87% - энергия теплоисточника; 13% - энергия, затраченная компрессором. Безвозвратно теряется часть электроэнергии в процессе перехода электрической энергии в механическую, а затем в тепловую.

Но за последнее время, благодаря исследованиям были изобретены новые способы эксплуатации тепла сбросных и подземных вод.

Примером тому служит Сормовская ТЭЦ в г. Нижний Новгород. Тут компрессионные ТН утилизируют тепло сбросной воды после конденсаторов турбин. Установлены они на самой ТЭЦ.

Рассмотрим технологию производства на примере теплонасосной установки каскадного типа (НТПБ-300) тепловой мощностью 300 кВт, состоящую из трех контуров:

- первый – водяной, связывающий ТН с низкопотенциальным источником тепла (НИТ) – сбросная вода после конденсаторовпаровой

156

турбины. Средняя температура воды в сбросном канале (ТНИТ) зимой составляет +11˚С, летом - +18˚С. Вода из канала погружным насосом подается в испаритель ТН по трубопроводу заборной воды и затем сбрасывается обратно в канал ниже по течению;

-второй – также водяной, по которому циркулирует сетевая вода системы теплоснабжения, отбирающая тепло от конденсатора ТН и отдающая его потребителям;

-промежуточный – хладоновый, в котором хладон (рабочее тело) циркулирует по замкнутому контуру, меняя фазовое состояние, превращаясь из жидкого в газообразный, из холодного в горячий.

Испаритель ТН выполнен в виде горизонтального кожухотрубного теплообменника, внутри которого размещен латунный трубный пучок. Вода НИТ сбросного канала погружным насосом подается в трубный пучок испарителя. Хладагент находится в межтрубном пространстве испарителя. С помощью дроссельного устройства на линии всасывания хладагента давление в испарителе настраивается такое, при котором температура кипения хладагента составляет +2 - +3 ˚С.

Конденсатор представляет собой такой же теплообменный аппарат, как и испаритель. Хладагент конденсируется на «холодных» трубках, и стекает на дно конденсатора, попадая в межтрубное пространство с температурой до +100˚С и вступая в теплообмен с обратной водой системы отопления (+55˚С). По итогу сетевая вода подается потребителю, подогретая в конденсаторе ТН до 70˚С.

Суммарное количество тепловой энергии, произведенной в ТН, включает энергию воды НИТ (из испарительного блока), и тепловую энергию (из компрессора, где сжимается газообразный хладагент).

При строительстве теплонасосного пункта (ТНП) необходимо справляться с двумя задачами: обеспечение качества заборной воды и бесперебойного энергоснабжения.

Для защиты погружного насоса от мусора устанавливается специальный экран. Для защиты испарителя от мелкодисперсной грязи (ил, песок), погружной насос помещается в кожух из медной сетки с ячейками размером 0,7 мм.

Для предотвращения несанкционированных остановок ТН и повреждения оборудования, на линии подачи заборной воды в испаритель устанавливается датчик контроля наличия воды в трубопроводе. Это позволяет автоматически отключать ТН, не приостанавливая циркуляцию сетевой воды по контуру теплосети, даже при снижении расхода воды до предельной величины. В периоды отключения ТН температура в системе отопления поддерживается за счет тепла, накопленного в бакеаккумуляторе. Скорость снижения температуры воды в системе такая, что

кисходу суток температура во всех точках системы отопления становится практически одинаковой, с учетом того, что в первые 6-7 часов ее падение

157

не превышает 1,5˚С/ч, последующие 10 часов происходят по экспоненциальному закону. Поэтому предусматривается параллельная работа ТН с электрокотлом в режиме максимальных нагрузок, для более надежного теплоснабжения, а также для работы в аварийном режиме поддержания минимальной температуры в системе отопления. Кроме того, наличие в системе встроенного электрокотла позволяет сократить капитальные затраты при изготовлении ТН на 15% за счет снижения его установленной мощности.

Внедрение ТН компрессионного типа на очистных сооружениях и в системе оборотного водоснабжения предприятий считается наиболее перспективными проектами в теплонасосостроении. Благодаря высокому энергетическому потенциалу сбросного тепла, экономическая эффективность таких проектов заметно возрастает. Температура воды НИТ в таких случаях составляет 20 – 60 С, а коэффициент преобразования ТН может достигать 8.

Технико-экономические расчеты эффективности внедрения ТН компрессионного типа на очистных сооружениях проводились в г. Павлово. Расчетный срок окупаемости капитальных вложений при строительстве ТНП мощностью 700 кВт, предназначенного для подогрева сырой подпиточной воды мазутной котельной, составил около 2 лет.

Стоит отметить проект ТН небольшой тепловой мощности (10-25 кВт) для отопления жилого здания площадью 200-500 м2. В таких проектах подземная вода, как правило, служит низкопотенциальным источником тепла. Подобный ТН малогабаритен (не превышает размеры небольшого домашнего холодильника), – это позволяет размещать его в подвальных помещениях жилых зданий. В Борском районе Нижегородской области с 1998 г. успешно работают два ТН коттеджного типа тепловой мощностью 17,5 и 21 кВт, обеспечивающие теплом и горячей водой здания площадью 300-350 м2. Забирается вода из скважины, обустроенной внутри дома в подвале, а после охлаждения сбрасывается в водоём. ТН, установленный на базе «Символ» в Нижнем Новгороде, является еще одним примером ТН тепловой мощностью 65 кВт, установленный для отопления производственных помещений площадью 1200 м2. Привод компрессора управляется частотным регулятором с использованием микропроцессорного блока, благодаря этому в работу ТН, за исключением периодической проверки уровня масла в компрессоре, вмешательства не требуется.

Теплонасосные установки, в которых используется грунт в качестве источника тепла, получили большое распространение за рубежом. Грунт и подземные воды имеют относительно стабильную температуру в течение года, обеспечивающую высокий коэффициент преобразования ТН – в этом их основное преимущество.

158

Внедрение ТН – достаточно дорогостоящее мероприятие, поэтому зачастую оборудование устанавливается низкокачественное. Естественно, это отражается на эффективности, аварийности и дополнительных расходах, что, в конечном счете, компрометирует саму идею внедрения ТН.

Благодаря региональной программе энергосбережения, удалось внедрить более 200 ТН различной мощности за несколько лет. Идёт применение ТН для отопления индивидуальных домов, коммерческих объектов, однако, в целом спрос на ТН в России не велик.

Подобная картина наблюдалась в Западной Европе, но благодаря вмешательству государственных программ, частных фирм, росту цен на нефтепродукты, спрос на ТН увеличился.

Например, в Швеции, с населением 9 млн. чел., 350000 семей обогревается за счет ТН. Этому способствовали три важных фактора:

субсидии правительства на переход от использования жидкого топлива и электрообогрева к отоплению тепловыми насосами;

рост строительства нового жилья;

введение Шведской Ассоциацией Тепловых Насосов (SVEP) сертифицирования монтажных организаций, подтверждающего наличие достаточной квалификации для установки ТН.

Программы энергосбережения предусматривают мероприятия по экономии первичных видов топлива за счет использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ), в число которых входит и ТН. Потенциал всех НВИЭ составляет 170 млн. т. (у. т.) ежегодно, что соответствует 22% общего энергопотребления в стране. По данным Объединенного Института Высоких Температур РАН (ОИВТ РАН), 12% потенциала НВИЭ можно реализовать с помощью ТН.

Литература

1.Тепловые насосы в современной промышленности и коммунальной структуре. Информационно – методическое издание. – М.: Издательство «Перо», 2016. – 204 с.

2.Быков, А. Холодильные машины и тепловые насосы. Повышение эффективности. – М.: Аргопромиздат, 1988. – 286 с.

3.Рей, Д. Тепловые трубы. – М.: Энергия, 1979. – 272 с.

159