Совет: пользуйтесь поиском! но если вы не нашли нужный материал через поиск - загляните в соответствующий раздел!
 
Сдал реферат? Присылай на сайт: bankreferatov.kz@mail.ru

 Опубликуем вашу авторскую работу в Банке Рефератов     >> Узнать подробности...

Банк рефератов

бесплатные рефераты, сочинения, курсовые, дипломные, тесты ЕНТ

154137

Замена электрической системы отопления лечебного корпуса №2 санатория Рахмановские ключи на систему отопления с использованием тепловой насосной установки от возобновляемых источников энергии.

СОДЕРЖАНИЕ
Замена электрической системы отопления лечебного корпуса №2 санатория Рахмановские ключи на систему отопления с использованием тепловой насосной установки от возобновляемых источников энергии.
АННОТАЦИЯ
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОПОТЕРЬ ЗДАНИЯ
2 АВТОМАТИЗАЦИЯ
3 ЭКОНОМИКА
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5 РАСПОЛОЖЕНИЕ ТЕРМАЛЬНЫХ ВОД В ЗЕМНОЙ КОРЕ, РЕСУРСЫ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ОСОБЕННОСТИ ТЕРМАЛЬНЫХ В
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ОТКРЫТЬ ПОЛНОСТЬЮ

Здравствуйте уважаемая комиссия и выпускники! Я хочу представить вашему вниманию свой дипломный проект на тему «Замена электрической системы отопления на систему отопления с использованием ТНУ от возобновляемых источников энергии».

Одними из приоритетных направлений программы президента об энергосбережении являются экономия топлива и использование альтернативных источников энергии, таких как ветер, солнце, грунтовые воды, энергия почв.

Сложности с поставками топлива в Восточно-Казахстанскую область, сильное загрязнение окружающей среды, недостаточная экономическая эффективность существующих источников теплоты ведут к активному внедрению энергосберегающих технологий, развитию альтернативных источников снабжения теплом. Одним из таких альтернативных источников энергии, нашедшим широкое применение в промышленно развитых странах мира на рубеже XX-XXI веков, являются тепловые насосы.

В данном проекте я предлагаю применять в качестве низкопотенциального источника теплоты – геотермальную минеральную воду с температурой 430С.

Санаторий  "Рахмановские ключи"  расположен  в  Казахстане, в восточной части Больше-Нарымского района в 155 километрах к северо-востоку от поселка Катон-Карагай. Отопление  всех  помещений  в настоящее время производится от котлов, работающих на электричестве и мазуте. В работе рассмотрена  экономическая  целесообразность  применения тепловой насосной установки (ТНУ). Для этого в техническом помещении лечебного корпуса предусматриваются 2 тепловых насоса. В то же время, геотермальная вода, выходящая из земли с  температурой  43 0С круглосуточно сбрасывается в озеро.

Термоминеральные воды поступают в ванны непосредственно из недр земли, не подогреваются и тем самым сохраняют свои природные качества. В этом заключается их исключительная ценность и высокая эффективность при лечении ряда заболеваний (болезней суставов, нервной системы, органов кровообращения, последствий воспалительных процессов в брюшной полости, кожных, гинекологических, урологических и профессиональных).

Рахмановские ключи являются и историческим объектом в качестве памятника буддизма.

В данный момент геотермальную воду в санатории используют только  для лечения, но  большая часть воды сбрасывается в озеро и не применяется. Глупо не обращать внимания на то, что ежедневно теряется теплота, природная теплота, которую с большим успехом можно было бы использовать, не причиняя вреда экологии, экономя невозобновляемые источники энергии. Стоимость путевки на Рахмановские ключи можно было бы существенно снизить (в два-три раза), используя для отопления лечебных корпусов ТНУ.

ТНУ работает по прямому циклу Карно, состоящему из двух  изотермических и двух адиабатных процессов. На чертеже 3 принцип работы ТНУ показано: ТНУ состоит из трех контуров – первый контур: вода источника низкопотенциальной теплоты; второй контур: замкнутый, по которому циркулирует рабочее тело (фреон); третий контур: система отопления лечебного корпуса. В испарителе происходит ТО между геотермальной водой и жидким фреоном, который закипает при низких температурах; т.о. фреон становится газообразным и поступает в компрессор, где сжимается до более высокого давления. Далее  фреон движется в конденсатор, где происходит ТО между фреоном и водой системы отопления. После конденсатора фреон попадает в расширительный клапан (детандер), затем жидкий фреон снова попадает в испаритель. ТНУ является экологически чистой установкой, т.к. отсутствуют источники загрязнения. ТНУ – экономически выгодная установка, потребляя 1 кВт электричества  тепловой насос вырабатывает 3 кВт тепла.

В разделе Экологичность и безопасность проекта рассмотрена техника безопасности при работе с ТНУ как с электроустановками, т.к. при эксплуатации ТНУ кроме нормальных рабочих токов в электросети могут возникать и крайне нежелательные токи, такие как ток короткого замыкания, ток перегрузки и ток утечки.  Результатом этих нежелательных токов являются выход из строя оборудования, поражение людей электрическим током и пожары.        Именно на прерывание этих нежелательных токов и направлено действие различных защитных приборов, обеспечивающих электробезопасность объекта. Защитными приборами являются: автоматические выключатели, устройства защитного отключения. Также посчитано защитное заземление. Рассмотрено воздействие хладагентов на организм человека.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТНУ В МИРЕ

Так, в Швеции 50 % отапливаемых площадей обеспечивают ТНУ, а в ее столице, Стокгольме, 12 % всего отопления города обеспечивается тепловыми насосами общей мощностью 320 МВт, использующими как источник теплоты Балтийское море с температурой воды +8 С. В Японии ежегодно производится около 3 млн. тепловых насосов различной мощности, в США эта цифра составляет около 2 млн. тепловых насосов, a по прогнозам Мирового Энергетического Комитета к 2020 году доля THУ теплоснабжении составит 75%. В Германии предусмотрена дотация государства на установку тепловых насосов в размере 400 марок на каждый кВт установленной мощности. В странах СНГ внедрение ТНУ находится на начальной стадии, так, например, в России работает всего свыше 100 ТНУ.

По прогнозам Мирового Энергетического Комитета в 2020 году в мире доля HP в теплоснабжении составит 75%.

В Казахстане ТНУ установлены в г. Павлодаре, в г. Усть-Каменогорске – в здании ВКГТУ технопарк «Алтай», на предприятии «Казцинк», в жилом доме в поселке Мирный; также проектируется ТНУ в г. Астана.


АННОТАЦИЯ

Целью дипломного проекта является показать эффективность от замены электрической системы отопления лечебного корпуса №2 санатория «Рахмановские ключи», на систему отопления от тепловой насосной установки от возобновляемых источников энергии, в данном случае – геотермальная минеральная вода, а также сравнить варианты использования систем отопления теплового насоса, мазутного и электрического котла.

Суть проекта заключается в использовании низкопотенциальной теплоты геотермальной минеральной воды для отопления лечебного корпуса.

Вода родников имеет температуру от 34 до 430С и обладает самой низкой среди всех минеральных вод высокогорных районов Казахстана минерализацией, это позволяет затрачивать минимум электричества для нагревания теплоносителя и последующей его транспортировки к потребителю.

Увеличивающийся рост потребления природных энергоресурсов; повышение цен на органическое топливо (нефть, газ); усиление вредного воздействия производства на окружающую среду – все эти факторы развития мировой энергетики заставляют задуматься об альтернативных источниках энергии. Система отопления от теплового насоса обеспечит теплом лечебный корпус со значительными показателями экономии электроэнергии, без вреда окружающей среде и окупится за минимальный срок эксплуатации.


СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Теплотехнический расчет теплопотерь здания

1.1 Исходные данные

1.2 Определение требуемого и фактического сопротивления теплопередаче наружных ограждений

1.3 Определение теплопотерь через стены и верхние перекрытия

1.4 Расчет теплопотерь через полы

1.5 Теплопотери окон и наружных дверей

1.6 Расчет тепловой мощности системы отопления

1.7 Добавочные теплопотери

1.8 подбор отопительного оборудования

1.9 Тепловой насос. Описание. Принцип действия.

2 Автоматизация

2.1 Цели и задачи автоматизации системы отопления от тепловой насосной установки

2.2 Описание технологии системы отопления

2.3 Предложение по модернизации системы автоматики

2.4 Описание функциональной схемы автоматизации, показанной на чертеже

2.5 Выводы об улучшении технико-экономических показателей за счет принятых решений по автоматизации

3 Экономика

3.1 Расчет основных экономических показателей

3.2 Анализ эффективности применения теплового насоса

4 Охрана труда

4.1 Обеспечение электробезопасности при работе с тепловым насосом

4.2 Воздействие на окружающую среду котла КВМТ 40

4.3 Оценка экономической эффективности работы котла КВМТ 40

5 Расположение термальных вод в земной коре, ресурсы тепловой энергии, особенности термальных вод

5.1 Расположение термальных вод в земной коре

5.2 Ресурсы тепловой энергии

5.3 Особенности термальных вод

Заключение

Список литературы

 


ВВЕДЕНИЕ

 

Целью дипломной работы является выбор и расчет оптимального варианта системы отопления для санатория "Рахмановские ключи", а также рассмотрение возможности использования геотермальной воды для отопления лечебного корпуса этого же санатория.

Санаторий " Рахмановские ключи" расположен в Казахстане, в восточной части Больше-Нарымского района в 155 километрах к северо-востоку от поселка Катон-Карагай. От Усть-Каменогорска до Рахмановских ключей - 405 километров (по прямой). Лечебные корпуса расположены в стороне от жилых коттеджей и домов для обслуживающего персонала. Отопление всех помещений в настоящее время производится от котлов, работающих на мазуте. В работе рассмотрена экономическая целесообразность применения тепловой насосной установки (ТНУ). Для этого в техническом помещении предусматриваются тепловые насосы. В то же время, геотермальная вода, выходящая из земли с температурой 34 - 43 0 С круглосуточно сбрасывается в озеро. В данной работе рассматривается вариант использования геотермальной воды для отопления одного из лечебных корпусов санатория. Рахмановские горячие источники в настоящее время используются в лечебных целях, так как обладают высокими лечебными свойствами по заключению специалистов. Вода Рахмановских Ключей бесцветная, очень чистая, практически не содержит взвесей и не имеет сколько-нибудь заметного привкуса, приятна для питья. Реакция щелочная (pH=9). В большом количестве присутствуют газы, в основном азот, гораздо меньше СО2. Газы выделяются порциями, в промежутках между которыми их пузырьки почти не появляются. Спектральный анализ показал присутствие в воде свинца, меди, молибдена, бора и серебра. Суммарный дебет всех источников 10 л/с (865 м3/сут.).

Термоминеральные воды поступают в ванны непосредственно из недр земли, не подогреваются и тем самым сохраняют свои природные качества. В этом заключается их исключительная ценность и высокая эффективность при лечении ряда заболеваний (болезней суставов, нервной системы, органов кровообращения, последствий воспалительных процессов в брюшной полости, кожных, гинекологических, урологических и профессиональных).

Рахмановские ключи являются и историческим объектом в качестве памятника буддизма.

Программа энергосбережения в Восточном Казахстане.

Цель программы - создать условия ускоренного перевода экономики области на энергосберегающий путь развития. Реализация ее расчитана на период 2004 - 2015 годы. Программа утверждает, что проведение энергосберегаюшей политики в области при производстве и использовании энергоресурсов является приоритетным направлением.

Основными направлениями научно-технического прогресса в Восточно-Казахстанской области по энергосбережению являются:

- повышение эффективности использования энергоресурсов;

- широкое внедрение приборов учета регулирования расхода энсргоресурсов, газа, воды;

Главной задачей энергосбережения должна стать такая структурная перестройка отраслей экономики области, которая обеспечит прекращение роста энергоемкого валового внутреннего продукта.

Восточно-Казахстанской область является наиболее развитым в экономическом отношении административно-территориальным образованием Республики Казахстан, а ведущие отрасли хозяйства Восточного региона оказывают доминирующее влияние на экономику страны в целом.

Необходимость формирования данной региональной целевой программы обусловлена следующими причинами;

- экономической целесообразностью проводимых мероприятий и существенным потенциалом энергосбережения;

- снижением энергетической эффективности экономики области;

- ограниченным количеством невозобновляемых природных ресурсов;

- низкой культурой производства.

Низкая эффективность исполъзования энергетических ресурсов в области

во многом обусловлена также несовершенством, а порой и отсутствием

необходимых нормативов правильно связанных, финансово-экономических механизмов, а зачастую их неименением.

Основными предпоылками возникновения конкурентной малой энергетики являются:

- наличие малых электростанций для поставки заказчику их "под ключ";

- желание промышленных предприятий области снизить оплату за электроэнергию путем создания собственных резервных мощностей по электроснабжению.

В основном для Восточно-Казахстанской области рассматриваются к сооружению ветроэлектростанции, миниГЭС и тепловые насосы, предназначенные для электроснабжения, как удаленных технологических объектов, так и электро- и теплоснабжения стационарных и вахтовых поселков.

Спрос на топливно-энергетические ресурсы определяется развитием экономики, эффективностью энергоиспользования и динамикой цен на энергоносители. Проблема обеспечения рационального использования и экономического расходования энергетических ресурсов обусловлена рядом объективных факторов, главными среди которых являются:

- ожидаемый рост потребности в энергии и топливе;

- преимущественно невозобновляемый характер потребляемых энергетических ресурсов;

- увеличение затрат на добычу, производство и транспорт энергоресурсов;

- увеличение цен на электроэнергию, нефть и газ на внутреннем рынке;

- наличие больших потенциальных возможностей снижения непроизводительных потерь топлива и энергии в области.

Программа утверждает, что проведение энергосберегающей политики в области при производстве и использовании энергоресурсов является приоритетным направлением.


1 ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОПОТЕРЬ ЗДАНИЯ

 

1.1 Исходные данные

Объект строительства – Лечебный корпус №2 Санатория «Рахмановские ключи».

Место строительства – Катон-карагайский район, Восточно-Казахстанская область.

Географическая широта местности 48 с.ш.

Приведенный ниже расчет – поверочный, существующей системы отопления санатория «Рахмановские ключи».

1.2 Определение требуемого и фактического сопротивления теплопередаче наружных ограждений

Сопротивление теплопередаче ограждения, при котором обеспечивается заданная температура на внутренней поверхности ограждения при расчетной наружной температуре для данного климатического района, называется требуемым и обозначается R0 [1].

Требуемое сопротивление теплопередаче (R0тр), (м2*0C)/Вт ограждающих конструкций за исключением полов, окон и дверей, вычисляется по формуле,

(1.1)

где n – коэффициент, принимаемый в зависимости от положения наружной поверхности ограждающих конструкций по отношению к наружному воздуху [1];

tв – расчетная температура внутреннего воздуха, принимаемаемая согласно ГОСТ 12.1.005-76 и нормам проектирования соответствующих зданий и сооружений, [6,прил.1];

tн – расчетная зимняя температура наружного воздуха, принимаемая в соответствии с [2] с учетом тепловой инерции D ограждающих конструкций (за исключением заполнений проемов), 0С, [1];

tн – нормативный температурный перепад между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции, 0C, [1];

в – коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающих конструкций, Вт/(м2*0C), [1].

Тепловую инерцию (D) ограждающей конструкции следует определять по формуле:

D=R1*S1+R2*S2+...+Rn*Sn, (1.2)

где R1,R2,...,Rn – термические сопротивления отдельных слоев ограждающей конструкции, (м2*0С)/Вт, (формула 1.3);

S1,S2,...,Sn – расчетные коэффициенты теплоусвоения материала отдельных слоев ограждающей конструкции, Вт/(м2*0C), [1,прил.3]

Термическое сопротивление слоя многослойной ограждающей конструкции ®, (м2*C)/Вт вычисляется по формуле:

(1.3)

где δi – толщина слоя, м;

λi – расчетный коэффициент теплопроводности материала слоя, Вт/(м2*0C), [1,прил.3]

Сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции (Rо), (м2*0C)/Вт вычисляется по формуле:

(1.4)

где Ri - термическое сопротивление ограждающей конструкции, (м2*0C)/Вт, (формула 1.3);

αн – коэффициент теплоотдачи (для зимних условий) наружной поверхности ограждающей конструкции, Вт/(м2*0C), [1].

Сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций (R0), (м2*0C)/Вт должно быть не менее требуемого сопротивления теплопередаче (R0тр), (м2*0C)/Вт (формула 1.1) или [1].

1.3 Определение теплопотерь через стены и верхние перекрытия

Стена из соснового бруса 180*180 мм, наружные и внутренние поверхности брусчатых стен для повышения теплозащитных свойств обшитыми сосновыми строганными досками толщиной 16 мм. Стена оштукатурена с внутренней поверхности цементно-песчаным раствором толщиной 20 мм. Условия эксплуатации – А [1,прил.2]. Теплотехническая характеристика стены сведена в таблицу 2.

Термическое сопротивление слоя, (м2*0C)/Вт, определяется по формуле (1.3):

Сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции, (м2*0C)/Вт, вычисляется по формуле (1.4):

Тепловая инерция ограждающей конструкции определяется по формуле (1.2):

D=0,114*3,87+1,286*3,87+0,114*3,87+0,026*9,60=6,12

Из [1] определяется tн, равная средней температуре наиболее холодных трех суток. В соответствии со СниП 2.01.01-82 [2] температура холодных суток (tх.с.) обеспеченностью 0,92 принимается «минус» 34 0С, а температура холодной пятидневки (tх.) «минус» 30. Отсюда средняя температура наиболее холодных трех суток (tх.) равна «минус» 32 0С.

Требуемое сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций, (м2*0C)/Вт, определяется по формуле (1.1):

Условие R0 больше R0тр – выполняется.

Перекрытие четырехслойное, состоящее из пенобетона, глиняной стяжки, плиты древесно-волокнистой, цементно-песчаной штукатурки.

Теплотехническая характеристика перекрытия сведена в таблицу 3.

Термическое сопротивление слоя, (м2*0C)/Вт определяется по формуле (1.3):

Сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции, (м2*0C)/Вт, вычисляется по формуле (1.4):

Тепловая инерция ограждающей конструкции определяется по формуле (1.2):

D=0,64*3,36+0,12*3,24+0,54*3,93+0,01*9,60=4,8

Так как D больше 4, но меньше 7 [1], то tн будет равна tх., то есть «минус» 320С.

Требуемое сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций, (м2*0C/Вт)

определяется по формуле (1.1):

Условие R0 больше R0 тр – выполняется.

1.4 Расчет теплопотерь через полы

Полы деревянные неутепленные. Потери тепла через полы определяются по зонам. Площадь пола во всем здании разбивается на первую, вторую и третью зоны шириной два метра каждая, начиная от внутренней поверхности наружной стены [3]. К четвертой зоне относится оставшаяся часть пола. Площадь два на два метра квадратных в углах у наружных стен для первой зоны учитываются при определении теплопотерь дважды.

Сопротивление теплопередаче при расчете неутепленных полов по зонам составляют [3, c. 15]:

R0 = 2,1 (м2*0C)/Вт,

R0 = 4,3 (м2*0C)/Вт,

R0 = 8,6 (м2*0C)/Вт,

R0 = 14,2 (м2*0C)/Вт

1.5 Теплопотери окон и наружных дверей

Требуемое сопротивление теплопередаче (R0тр), (м2*0C)/Вт окон принимается из [3] в зависимости от разности температур расчетной и наиболее холодной пятидневки.

R0октр= 0,52 (1.5)

На основании R0 из [3] принимается конструкция окна – тройное остекление в деревянных переплетах.

Требуемое сопротивление теплопередаче R0дв наружных дверей должно быть не менее шести десятых от R0тр ограждающих стен здания.

R0дв=0,6*R0тр, (м2*0C)/Вт (1.6)

R0дв=0,6*0,996=0,598 (м2*0C)/Вт (1.7)

1.6 Расчет тепловой мощности системы отопления

Теплопотери в здании происходят через наружные стены, окна, верхние перекрытия и полы первого этажа. Теплопотери здания в целом определяют как сумму теплопотерь ограждениями отдельных помещений. При этом потери тепла неотапливаемых помещений относят к теплопотерям соседних комнат, оборудованных отопительными приборами.

При определении потерь тепла зданием, компенсируемых системой отопления, необходимо учитывать и добавочные теплопотери.

1.8.1 Основные теплопотери

Основные потери тепла зданием (Q0), Вт определяются путем суммирования потерь тепла отдельными ограждающими конструкциями по формуле:

Q0=k*A(tв-tн)*(1+в); (1.8)

где А – расчетная площадь ограждающей конструкции, м2;

k – коэффициент теплопередачи ограждающей конструкции, Вт/(м20C);

в – добавочные потери теплоты в долях от основных потерь [3].

1.6.2 Порядок расчета теплопотерь помещениями

При расчете теплопотерь все помещения пронумеровываются трехзначной цифрой. Первая обозначает номер этажа, вторая и третья – порядковый номер помещения на этаже.

Названия ограждений и сторон света, вписываемых в таблицу, сокращаются:

а) НС – наружная стена

б) Ок - окно

в) НД – наружная дверь

г) Пт – перекрытие

д) Пл – пол

ж) С - север

и) В - восток

к) З - запад

л) Ю - юг

м) С-В – северо-восток

н) Ю-З – юго-запад

Площадь и линейные размеры ограждающих конструкций определяются [5,c. 43]:

а) окна и двери – по наименьшим размерам проемов в свету;

б) площадь потолков и полов – по размерам между осями внутренних стен и от внутренней поверхности наружных стен до осей внутренних стен;

в) высота стен первого этажа – от уровня нижней поверхности конструкции пола до верха конструкции перекрытия.

Длина наружных стен: а) неугловых помещений – по размерам между осями внутренних стен; б) угловых помещений – от внешних поверхностей наружных стен до осей внутренних стен.

1.7 Добавочные теплопотери

1.7.1 Добавочные потери тепла на ориентацию по сторонам света ограждающих конструкций определяются в процентах от основных

теплопотерь [3].

1.8.1 Добавочные потери тепла на инфильтрацию наружного воздуха (Qi), Вт определяются по формуле:

Qi=0,28*G*c*(tв-tн)*K ; (1.9)

где G – расход удаляемого воздуха, кг/ч;

с – удельная теплоемкость воздуха, 1 кДж/кг0С;

K – коэффициент учета влияния встречного потока в конструкциях, равный семь десятых – для стыков панелей стен и для окон с тройными переплетами.

1.7.3 Тепловыделения

Общие потери тепла помещениями жилых зданий уменьшаются на величину бытовых тепловыделений (Qб), Вт определяемых при расчете 21 Вт на один м2 площади пола помещений, в которых предусматривается установка нагревательных приборов [6]:

Qб=21*Fп, (1.10)

где Fп – площадь пола, м2.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.

 

Тепловой насос никогда не подбирают на полную пиковую отопительную нагрузку. Если это сделать, то капитальные затраты будут так велики, что окупаемость принятого решения не наступит никогда. Выбрав тепловой насос не на пиковую нагрузку, необходимо будет предусмотреть специальный пиковый доводчик. В качестве пикового доводчика обычно применяют электронагреватели. Практически каждый тепловой насос укомплектован электронагревателем.

1.8.2 Подбор котла

Котел подбираем по тепловым потерям:

- через ограждения Qогр=28,864 кВт;

- на горячее водоснабжение QГВС=21,458 кВт;

- на вентиляцию Qв=7,435 кВт.

Для покрытия тепловых потерь Qосн=57, 757 кВт необходимо три котла КВМТ 40 (два рабочих, один резервный).

Таблица 1.5 Техническая характеристика котла КВМТ 40

Параметр

Значение

Вид топлива

Уголь, мазут, дрова, электричество, дизель (380 В)

Расход топлива, кг/ч, не более

7,3

Тепловая мощность, кВт

40

Отапливаемая площадь, м2

300

Температура воды, оС:

на входе

70

на выходе

95

Расчетный КПД, %

87

Параметры воды

на горячее водоснабжение:

давление, кг/см2, не более

1

расход, л/ч, не более

120

температура на выходе, оС

55

Объем загрузочного бункера

при работе на угле, кг, не менее

60

Продолжительность рабочего цикла

при одной загрузке угля, ч, не менее

8

Габаритные размеры, мм:

длина

1310

ширина

1050

высота

1760

Масса, кг

490

1.9 Тепловой насос. Описание. Принцип действия.

1.9.1 Описание. Тепловой насос - это компактная отопительная установка, предназначенная для автономного обогрева и горячего водоснабжения жилых и производственных помещений. Данные системы экологически чисты, так как работают без сжигания топлива и не производят вредных выбросов в атмосферу.

Тепло, выработанное тепловым насосом, расходуется на нужды отопления лечебного корпуса номер 2 санатория «Рахмановские ключи». В качестве низкопотенциального теплоносителя используем грунтовые воды с температурой от 34 до 43 °С.

Тепловой насос марки WSHP- 34, поставляемый из Китая заводом «Первая холодильная компания» размещаем в техническом помещении лечебного корпуса, предназначенном для отопительных целей.

Добыча низкопотенциального теплоносителя – геотермальной воды будет производится из колодца. Из этого колодца водяной насос мощностью 720 Вт будет подавать воду в основной контур, для нагрева и дальнейшего использования.

В помещении лечебного корпуса вода циркулирует по трубопроводам диаметром от 20 до 25 мм. Сброс воды будет осуществляться в сторону стока грунтовых вод во вторую скважину.

Все оборудование теплового насоса изготовлено из нержавеющей стали, поэтому вода не нуждается в химической обработки.

Электропитание прибора будет осуществляться от трех фазной сети при частоте тока 50 Гц и напряжением до 380 Вт.Характерной особенностью теплового насоса является то, что при подводе к тепловому насосу, например, 1 кВт электроэнергии, в зависимости от режима работы насоса и условий эксплуатации возможно получение до 3-4 кВт тепловой энергии. Эффективность теплового насоса характеризует его коэффициент преобразования, представляющий собой отношение тепла в кВт, полученного в тепловом насосе к затратам мощности на привод теплового насоса. Этот коэффициент для теплового насоса равен от 2 до 4.

1.9.2 Принцип действия теплового насоса

Рисунок 1 – Принцип работы теплового насоса

Источником тепла может быть скалистая порода, земля, вода или, например, воздух. Охлажденный теплоноситель, проходя по трубопроводу, уложенному в землю (озеро) нагревается на несколько градусов. Внутри теплового насоса теплоноситель, проходя через теплообменник, называемый испарителем, отдает собранное из окружающей среды тепло во внутренний контур теплового насоса. Внутренний контур теплового насоса заполнен хладагентом. Хладагент, имея очень низкую температуру кипения, проходя через испаритель, превращается из жидкого состояния в газообразное. Это происходит при низком давлении и температуре -5оС. Из испарителя газообразный хладагент попадает в компрессор, где он сжимается до высокого давления и высокой температуры. Далее горячий газ поступает во второй теплообменник, конденсатор. В конденсаторе происходит теплообмен между горячим газом и теплоносителем из обратного трубопровода системы отопления дома. Хладагент отдает свое тепло в систему отопления, охлаждается и снова переходит в жидкое состояние, а нагретый теплоноситель системы отопления поступает к отопительным приборам. После прохождения через конденсатор жидкий хладагент может быть еще более охлажден, а температура прямой воды системы отопления увеличена посредством дополнительно установленного сабкулера. Давление хладагент, тем не менее, все еще остается высоким. При прохождении хладагента через расширительный клапан давление понижается, хладагент попадает в испаритель, и цикл повторяется снова.

1.9.3 Назначение пикового подогрева

Практически во всех моделях тепловых насосов дополнительно установлен электронагреватель. При выборе отопительной установки номинальная мощность рассчитывается исходя из максимальной потребности тепла, т.е. для покрытия тепловой нагрузки в самый холодный зимний день. Для Катон-Карагайского района минимальная расчетная температура «минус» 32 0С.

Рисунок 2 – Интегральный график тепловой нагрузки

Однако, исходя из многолетних наблюдений время стояния такой температуры всего лишь несколько дней в году, а это значит, что при расчете на максимальную мощность значительная часть потенциала теплового насоса будет использоваться очень редко. Для выбора соотношения мощностей теплового насоса (электронагревателя) существует специальный интегральный график рис.2, обладающий свойством универсальности для всех регионов Казахстана.

Тепловые насосы - это законченное изделие, готовая теплоснабжающая установка. Внутри установки находится бойлер, насос внешнего контура, собирающего тепло окружающей среды, насос системы отопления, автоматика регулирования высокого уровня. Все, что нужно сделать в котельной – это подключить 6 трубопроводов – контур отопления, внешний контур, горячую и холодную воду. Установка занимает мало места, имеет приятный внешний вид, напоминающий холодильник. Что касается уровня шума – работу установки можно сравнить с работой бытового холодильника. Важно, что при производстве установки используются проверенные годами схемные решения, и можно считать, что котельная собрана в заводских условиях, подтвержденных сертификатом ISO 9001. Высококачественные комплектующие отнюдь не являются гарантией качества собранной котельной.

1.9.4 Источник энергии. Необходимые требования.

Источником энергии может быть грунт, скальная порода, озеро, вообще любой источник тепла с температурой - 1 градус Цельсия и выше, доступный в зимнее время. Это может быть река, море, выход теплого воздуха из системы вентиляции или какого-либо промышленного оборудования.

Внешний контур, собирающий тепло окружающей среды, представляет собой полиэтиленовый трубопровод, уложенный в землю или в воду.

Расчет длины трубопровода, уложенного в землю или опущенного в скважину, рассчитывается по специальной программе Thermia.

Скважина

При использовании в качестве источника тепла скалистой породы трубопровод опускается в скважину. Не обязательно использовать одну глубокую скважину, можно пробурить несколько не глубоких, более дешевых скважин, главное получить общую расчетную глубину.

Для предварительных расчетов можно использовать следующее соотношение – на 1 метр скважины приходится 50-60 Вт тепловой энергии.

Таким образом, для установки теплового насоса производительностью 10 кВт необходима скважина глубиной 170 метров.

Земляной контур

При использовании в качестве источника тепла участка земли трубопровод зарывается в землю на глубину 1 м. Минимальное расстояние между соседними трубопроводами – 0,8..1 м. Специальной подготовки почвы, засыпок и т.п. не требуется. Предпочтения к грунту – желательно использовать участок с влажным грунтом, идеально с близкими грунтовыми водами, однако сухой грунт не является помехой – это приводит лишь к увеличению длины контура.

Ориентировочное значение тепловой мощности, приходящейся на 1 метр трубопровода 20..30 Вт.

Таким образом, для установки теплового насоса производительностью 10 кВт необходим земляной контур длинной 350..450 метров, для укладки такого контура потребуется участок земли площадью около 400 кв. метров (20м*20м).

Не обязательно укладывать контур ниже уровня промерзания почвы – глубина в 1 м является оптимальной. Что касается садовой растительности – при правильном расчете контур не оказывает влияния на зеленые насаждения.

Озеро

При использовании в качестве источника тепла воды ближайшего водоема, реки контур укладывается на дно озера. Этот вариант является идеальным с любой точки зрения – короткий внешний контур, «высокая» температура окружающей среды (температура воды в водоеме зимой всегда положительная), высокий коэффициент преобразования энергии тепловым насосом.

Ориентировочное значение тепловой мощности, приходящейся на 1 метр трубопровода 30 Вт.

Таким образом, для установки теплового насоса производительностью 10 кВт необходимо уложить в озеро контур длинной 300 метров.

Для того чтобы трубопровод не всплывал, на 1 погонный метр трубопровода устанавливается около 5 кг груза.

Теплый воздух

Для получения тепла из теплого воздуха, например, вытяжка системы вентиляции, устанавливается специальная модель теплового насоса с воздушным теплообменником. Тепло из воздуха для системы отопления и горячего водоснабжения также можно собирать на производственных предприятиях, например, на хлебопекарнях, предприятиях по производству керамики и т.п. предприятиях с большим количеством вырабатываемого теплого воздуха.

Тепловой насос вырабатывает тепло не только в отопительный период, тепло для системы горячего водоснабжения вырабатывается круглый год. А для среднего загородного дома затраты на приготовление горячей воды составляют около 15-20 процентов.

1.9.5 Коэффициент мощности и рабочий коэффициент теплового насоса.

С помощью теплового насоса тепло обычно не используемых источников тепла: атмосферного воздуха, грунтовых вод и грунта путем подачи механической энергии может преобразовываться для получения более высокой полезной температуры. Чтобы достичь высокого коэффициента мощности необходимо стремиться иметь как можно более низкую температуру подачи, в случае систем радиаторного отопления. Основная часть тепла, которое подается в отопительную установку, производится не за счет приводной энергии компрессора, а является преимущественно естественной энергии воздуха, грунта, воды. Эта часть может быть в 3-5 раз больше, чем энергия, которая подается на компрессор.

Коэффициент мощности теплового насоса ε есть отношение полезной тепловой энергии к использованной энергии электропривода:

(1.11)

где QWP – тепловая мощность, отдаваемая тепловым насосом, кВт;

PWP – электрическая мощность, подводимая к тепловому насосу, кВт.

Для каждого насоса действует основное правило термодинамики, чем больше разность температур между источником тепла (окружающая среда) и установкой утилизации тепла (отопительная установка), тем выше коэффициент мощности.

Годовой рабочий коэффициент β тепловой насосной установки (ТНУ) это отношение количества полезного тепла, которое отдается ТНУ за год, к количеству общей электроэнергии, использованной ТНУ за год:

(1.12)

где QWPгод – количество тепла, отданное ТНУ в течение одного года, кВт/ч;

Wэл – электрическая энергия, потребляемая ТНУ в течение одного года, кВт·ч.

 


2 АВТОМАТИЗАЦИЯ

 

2.1 Цели и задачи автоматизации системы отопления от тепловой насосной установки

Под автоматизацией подразумевается комплекс организационно-технических мероприятий, способствующих уменьшению или полному исключению участия человека.

Целью теплонасосной установки является повышение эффективности работы системы отопления путем стабилизации теплового режима.

К тепло насосной установке предъявляются высокие требования по автоматизации режима ее работы, при чем оборудование для автоматизации должно выполнять следующие функции:

автоматизацию и контроль внутренних процессов теплонасосной установки (ТНУ)(IV);

обеспечение повышение надежности ТНУ (IV), ее отключение при превышении допустимых параметров и безопасный режим эксплуатации;

постоянный контроль над установкой и сигнализацию о параметрах режима.

Контрольно-измерительные приборы теплового насоса (ТН) управляют всеми процессами при эксплуатации ТНУ.

К задачам регулирования ТНУ относятся поддержание в заданных пределах температуры в подающей линии циркуляционного контура горячей и холодной воды, а в случае применения отопительных установок, регулируемых по наружной температуре, установление заданных параметров как функций температуры наружного воздуха. Одновременно стремятся к оптимальному энергетическому режиму работы. При этом постоянно регулируется температура в подающих линиях горячей и холодной воды, а производительность компрессора непрерывно приводится в соответствие требуемой мощностью.

2.2 Описание технологии системы отопления

Для пояснения способа работы данной установки на рисунке 1 приведена система отопления, состоящая из трех участков (I), (II), (III).

Вода из геотермального источника (VI) с помощью дренажного насоса (V) подается в тепловой насос (VI), где происходит повышение температуры теплоносителя до нужных параметров, откуда теплоноситель подается в систему отопления на участок (I). После того как теплоноситель пройдет через систему отопления, он возвращается в геотермальный источник.

Для эксплуатации теплонасосной установки в автоматическом режиме необходимы специальные устройства, управляющие ТНУ. Они влияют на взаимодействие отдельных элементов установки в соответствии с различными условиями эксплуатации и нагрузкой.

Режим работы теплового насоса. Теплота, отнятая у геотермальной воды в испарителе, подводится к горячей воде в конденсаторе в соответствии с производительностью компрессора. Кроме приводной энергии, в схеме ТНУ не происходит теплообмен с окружающей средой и, следовательно, теплота не поступает от источников и не отдается теплоприемникам. Тепловой насос используется полностью, конденсатор и испаритель включены только в соответствующий контур полезной циркуляции или аккумулирования. Теплонасосная установка эксплуатируется с максимальной, оптимальной или ограниченной производительностью, причем последний случай можно рассматривать, например, как способ предотвращения пиковых нагрузок потребителей электроэнергии. Горячая и холодная вода регулируется в соответствии с заданными параметрами.

Технологическая схема системы отопления показана на листе 6.

2.3 Предложение по модернизации системы автоматики

В настоящее время система отопления плохо автоматизирована, так как объект находится в стадии проектирования поэтому, предлагаю автоматизировать следующее:

Автоматическая подача определенного количества теплоносителя в систему отопления, установить систему контроля над температурой и влажностью внутри помещений, систему контроля с сигнализацией за давлением перед тепловым насосом и давлением в системе отопления, для того чтобы следить за системой отопления, систему контроля над уровнем воды в резервуаре.

2.4 Описание функциональной схемы автоматизации, показанной на чертеже

Главной целью автоматического управления теплонасосной установки является поддержание заданных параметров.

С точки зрения техники автоматического регулирования установка (ТН) характеризуется объектом регулирования и описывается переходной характеристикой объекта. В этом проявляется зависимость между выходными и входными параметрами.

Система 1

Данная система автоматического регулирования температуры воздуха в помещениях. Нагретая вода от ТНУ по трубопроводу (участок I) поступает в ванную комнату, температура в комнате нагревается, в случае если температура будет превышать допустимое значение, то установленная задвижка перед радиатором закроет доступ воды в радиатор, а вода по трубопроводу пойдет в следующую комнату. На позиции 1а установлен первичный прибор воспринимающий истинное значение (температура), в случае превышения температуры, регулятор позиционного действия 1б подает воздействие на электродвигатель 1в и прикрывает или закрывает задвижку, нормализуя температуру в комнате. В данной системе объектом регулирования будет участок системы отопления (II), а параметром регулирования является температура воздуха.

Система 2

На позиции 2а установлен измерительный преобразователь ТЕ, на позиции 2б – вторичный прибор, который регулирует температуру в случае ее несоответствия норме, показывает температуру на шкале и сигнализирует о превышении температуры допустимого значения.

Структура систем 3,4,5,6,7,8 аналогична предыдущей системе 2.

Система 9

На позиции 9а установлен первичный прибор ТЕ, который воспринимает истинное значение (температуру) и после преобразования передает сигнал на вторичный прибор 9б. Вторичный прибор 9б показывает температуру на шкале, регистрирует ее и сигнализирует о превышении температуры допустимого значения.

Система 10

Система 10 контролирует, показывает и регистрирует давление на участке трубопровода (III) в угловой комнате. Первичный прибор РЕ на позиции 10а воспринимает истинное значение (давление) и после преобразования передает сигнал на вторичный прибор 10б. Вторичный прибор 10б показывает давление на шкале, регистрирует его.

Система 11

Система 11 контролирует расход теплоносителя, показывает и регистрирует отклонения уровня за допустимые пределы. Первичный прибор FE на позиции 11а воспринимает истинное значение уровня, преобразует и передает сигнал на вторичный прибор 11б. В данной системе объектом контроля является участок системы отопления (I), а параметром контроля является расход жидкости.

Система 12

Система 12 регулирует давление на участке трубопровода (I) и сигнализирует об отклонении давления от нормы в трубопроводе (I). Первичный прибор 12а воспринимает истинное значение (давление), в случае отклонения давления от нормы, регулятор позиционного действия 12б подает воздействие на электродвигатель 12е через переключатель «Руч-Авт» 12г и пусковую аппаратуру 12в и нормализует давление в трубопроводе. В данной системе объектом регулирования будет участок системы отопления (I), а параметром регулирования является давление.

Система 13

Система 13 контролирует, показывает и регистрирует давление на участке трубопровода (II) в ванной комнате. Первичный прибор РЕ на позиции 13а воспринимает истинное значение (давление) и после преобразования передает сигнал на вторичный прибор 13б. Вторичный прибор 13б показывает давление на шкале и регистрирует его.

Система 14

В системе автоматического контроля уровня на позиции 14а установлен измерительный преобразователь LE,воспринимающий истинное значение (уровень) в резервуаре с геотермальной водой, на позиции 14б – вторичный прибор, показывающий уровень (I) на шкале и сигнализирующий (А) об отклонении уровня от допустимого значения одновременно включающий звуковой сигнал (сирена), в случае превышения уровня. В данной системе объектом контроля является резервуар с геотермальной водой, а параметром контроля является уровень воды.

Система 15

Система 15 контролирует температуру подшипников теплового насоса. Первичный прибор 15а воспринимает истинное значение температуры подшипников теплового насоса, и после преобразования передает сигнал на вторичный прибор 15б. Вторичный прибор 15б показывает температуру на шкале, регистрирует ее и сигнализирует о превышении температуры допустимого значения.

Система 16

Система 16 контролирует влажность в ванной комнате. На позиции 16а установлен первичный прибор воспринимающий истинное значение (влажность). После преобразования первичный прибор 16а передает сигнал на вторичный прибор 16б. Вторичный прибор 16б показывает влажность на шкале и регистрирует ее. В данной системе объектом контроля является комната, а параметром контроля является влажность.

Структура систем 17,18,19 аналогична 16 системе.

Система 20

Система 20 контролирует, показывает и регистрирует давление на участке трубопровода (III) в угловой комнате. Первичный прибор РЕ на позиции 20а воспринимает истинное значение (давление) и после преобразования передает сигнал на вторичный прибор 20б. Вторичный прибор 20б показывает давление на шкале и регистрирует его.

Система 21

Оператор, наблюдая за температурой воздуха в помещениях, на (I) участке системы отопления воздействует на включатель 21а, который свою очередь включает коммутирующее устройство 21б. Коммутирующее устройство 20б включает исполнительный механизм 21в, тем самым, открывая или закрывая проходное сечение в регулирующем органе 21г, в зависимости от необходимости повышения или понижения температуры и подавая или прикрывая поток теплоносителя на (I) участке системы отопления, до тех пор, пока температура в помещениях не будет соответствовать норме. В данной системе объектом регулирования будет участок трубопровода (I) системы отопления, а параметром регулирования – температура воздуха в помещениях.

Пояснение структурных функциональных блоков и введенных обозначений:

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 1а – номер позиции.

--- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 1б – номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 2а – номер позиции.

--- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 2б – номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 3а – номер позиции.

--- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 3б – номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 4а – номер позиции.

--- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 4б – номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 5а – номер позиции.

--- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 5б – номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 6а – номер позиции.

- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 6б – номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 7а – номер позиции.

--- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 7б – номер позиции.

- первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 8а – номер позиции.

- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 8б – номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 9а – номер позиции.

--- вторичный прибор, реле температуры показывающее измеряемую температуру: Т – параметр измерения; С – регулятор; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 9б – номер позиции.

- первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения давления: Р – давление, Е – первичный прибор, 10а - номер позиции.

- прибор для измерения давления регистрирующий,

установленный на щите (например самопишущий манометр показывающий): Р – параметр измерения (давление), I – показание, R – регистрация, 10б – номер позиции.

- первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения расхода, установленный по месту: F – расход, Е – первичный прибор, 11а - номер позиции.

- прибор для измерения расхода регистрирующий,

установленный на щите (например самопишущий манометр показывающий): Р – параметр измерения (давление), I – показание, R – регистрация, 11б – номер позиции.

- первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения давления: Р – давление, Е – первичный прибор, 10а - номер позиции.

- прибор для регулирования давления (задвижка), установленный на щите: Р – параметр измерения (давление), С – регулятор, R – регистрация, 10б – номер позиции.

- переключатель (выбора управления ручное-автоматическое), установленный на щит, для переключения цепей управления: Н – ручное воздействие, S – включение, выключение.

- пусковая аппаратура (магнитный пускатель): N - получение воздействие не от руки; S - включение, выключение; 2в – номер позиции.

- исполнительный механизм, типа электродвигатель. 12е - номер позиции.

- первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения давления: Р – давление, Е – первичный прибор, 13а - номер позиции.

- прибор для измерения давления регистрирующий,

установленный на щите (например самопишущий манометр показывающий): Р – параметр измерения (давление), I – показание, R – регистрация, 13б – номер позиции.

- первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения уровня (например поплавок с реостатом): L – уровень, Е – первичный прибор, 14а - номер позиции.

- - прибор для измерения уровня показывающий, с контактным устройством, установленный на щите (например: манометр с сигнальным устройством): L – параметр измерения (уровень), I – показание, А –сигнализация, 14б - номер позиции.

первичный измерительный преобразователь (датчик) для измерения температуры, оптического типа, установленный по месту: Т - концентрация, Е - первичный прибор, 1а – номер позиции.

- вторичный прибор, показывающий измеряемую температуру и регистрирующий: Т – параметр измерения; R – регистрация; I – показание результатов на отсчетном устройстве; А – сигнализация, 15б – номер позиции.

- первичный прибор (датчик) для измерения влажности: М – влажность; Е – первичный прибор; 16а - номер позиции.

- вторичный прибор, показывающий и регистрирующий измеряемую температуру: М – параметр измерения; I – показание; R – регистрация; 16б – номер позиции.

- первичный прибор (датчик) для измерения влажности: М – влажность; Е – первичный прибор; 17а - номер позиции.

- вторичный прибор, показывающий и регистрирующий измеряемую температуру: М – параметр измерения; I – показание; R – регистрация; 17б – номер позиции.

- первичный прибор (датчик) для измерения влажности: М – влажность; Е – первичный прибор; 18а - номер позиции.

- вторичный прибор, показывающий и регистрирующий измеряемую температуру: М – параметр измерения; I – показание; R – регистрация; 18б – номер позиции.

- первичный прибор (датчик) для измерения влажности: М – влажность; Е – первичный прибор; 19а - номер позиции.

- вторичный прибор, показывающий и регистрирующий измеряемую температуру: М – параметр измерения; I – показание; R – регистрация; 19б – номер позиции.

- первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения давления: Р – давление, Е – первичный прибор, 20а - номер позиции.

- прибор для измерения давления регистрирующий,

установленный на щите (например самопишущий манометр показывающий): Р – параметр измерения (давление), I – показание, R – регистрация, 20б – номер позиции.

- исполнительный механизм, типа электродвигатель. 21в - номер позиции.

NS - пусковая аппаратура для ручного управления: Н – ручное воздействие, S – включение, выключение, 21б - номер позиции.

Функциональная схема системы отопления показана на листе чертежей 6.

2.5 Выводы об улучшении технико-экономических показателей за счет принятых решений по автоматизации

Экономическая эффективность автоматизации будет достигнута за счет сокращения эксплуатационного персонала путем замены дежурного и подсобного персонала автоматическими устройствами. Значительная часть операций, выполняемых вручную персоналом, обслуживающим сооружение, при внедрении автоматики выполняется без участия человека.

Применение устройств автоматики повысит производительность оборудования и его надежность, уменьшение количества неполадок, исключит постоянное нахождение обслуживающего персонала в неблагоприятных санитарных условиях. Снизятся эксплуатационные расходы и потребление электроэнергии. Благодаря лучшей защите агрегатов снизятся затраты на текущий ремонт при внедрении автоматики, сократится износ оборудования и увеличится срок его службы, сократится число аварий оборудования и размер аварийных убытков. Соответственно, от внедрения автоматизации вырастет экономическая целесообразность проводимых мероприятий на ТНУ.

 


3 ЭКОНОМИКА

 

Сравнивая варианты систем отопления от электрического котла, мазутного котла и тепловой насосной установки (ТНУ), на мой взгляд, наиболее экономически выгодным является отопление от ТНУ. Мой выбор основывается на следующих принципах:

1. ТНУ являются эффективным средством энергосбережения, в которых в качестве низкопотенциальных источников теплоты могут быть использованы промышленные и очищенные бытовые стоки, воды технологических циклов, теплота грунтовых, геотермальных, артезианских вод, теплота грунта или солнечной энергии;

2. ТНУ является малогабаритной установкой и не требует капитального ремонта в течение длительного периода времени.

В данном проекте, используя геотермальную воду в качестве теплоносителя с температурой 430С, ТНУ значительно снизит денежные затраты на энергоресурсы.

3.1 Расчет основных экономических показателей

3.1.1 Расчет единовременных затрат подрядным способом

Кпд = Соб + Смон + Стр, (3.1)

где Кпд – капитальные вложения, которые необходимы будут при подрядном способе реализации данного проекта (у.е.);

Соб – стоимость оборудования (у.е.);

Смон – стоимость монтажа (у.е.), принимается 10% от Соб;

Стр – транспортные расходы (у.е.), принимается 2% от Соб.

Расчет Кпд тепловой насосной установки (ТНУ)

Кпд=6655+6655*0,1+6655*0,02=7453,6 (у.е.)

Для перевода стоимости из у.е. воспользуемся курсом доллара на 5.05.2006 г - 124,36 тенге за доллар.

Кпд=7453,6 *124,36=926929,7 (тенге).

Т.к. в проекте предусмотрен 1 рабочий и 1 резервный тепловые насосы значение Кпд=926929,7*2=1853859,4 (тенге)

Расчет Кпд многотопливного котла КВМТ40

Кпд=1404,4+1404,4*0,1+1404,4*0,02=1572,9 (у.е.)

Кпд=1572,9 *124,36=195605,8 (тенге)

В проекте подобраны 1 котел КВМТ40 – рабочий и 1 котел КВМТ40 – резервный, следовательно, Кпд= 195605,8*2=391211,52 (тенге).

3.1.2 Расчет себестоимости производимой теплоты

Определение себестоимости 1кВт производимой теплоты:

(3.2)

 

где Сгод – общие годовые затраты (тенге), определяются по формуле:

Сгод= Сэл +Стоп+ Сам+Срем+Сзп+Спр; (3.3)

V – объем производимой тепловой мощности в год (кВт):

V=Д*Тгод; (3.4)

Д – теплопотери лечебного корпуса, кВт;

Тгод – количество отапливаемого времени (час);

Сэл – затраты на электроэнергию (тенге);

Стоп – затраты на топливо (тенге);

Сам – затраты на амортизацию (тенге), принимается 5÷10% от капитальных вложений Кпд (тенге);

Срем – затраты на ремонт оборудования (тенге), определяются по формуле:

Срем=(а1+а2)*Сам , (3.5)

где а1 – норматив затрат на капитальный ремонт;

а2 – норматив затрат на текущий ремонт;

Сзп – затраты на заработную плату (тенге);

Спр – прочие затраты, принимается 35% от суммы предыдущих затрат (тенге).

А) Определение себестоимости 1 кВт производимой теплоты от тепловой насосной установки:

- Расчет затрат на электроэнергию, тенге:

Сэл = N  T  Цэ, (3.6)

где N – средняя мощность оборудования, кВт;

T – время работы оборудования, час;

Цэ – стоимость электроэнергии, тенге/квт × ч.

Сэл=6,75*6480*3,28=143467,2

- Расчет затрат на амортизацию, тенге:

Сам=0,08*1853859,4=148308,75

- Расчет затрат ремонт, тенге, по формуле (3.5):

Срем=(0,1+0,05)* 148308,75 =22246,31

Расчет затрат на оплату осуществляется исходя из среднемесячной заработной платы, тенге:

Сзп=Фср*Rсп*Т, (3.7)

где Фср – среднемесячная заработная плата работника на данном предприятии, тыс. тенге;

Rсп – численность рабочих, чел.;

Т – количество рабочих месяцев в году.

Сзп=10000*2*12=240000

- Определяем прочие затраты, тенге:

Спр=0,03*(143467,2+148308,75+22246,31+240000)=16620,668

- Определение годовых затрат на ТНУ, тенге:

Сгод=143467,2+148308,75+22246,31+240000+16620,668=570642,932

- Расчет объема производимой тепловой мощности в год по формуле (3.4), кВт:

V = 57*6480=369360

Объем производимой тепловой мощности, Гкал, будет равен:

V = 429,488

- Себестоимость 1 Гкал теплоты от тепловой насосной установки, тенге/Гкал, будет равна (формула (3.2)):

S= 570642,932 /429,488=1328,659

 

Б) Определение себестоимости 1 Гкал производимой теплоты от электрического котла.

- Затраты на электричество, тенге, рассчитываем по формуле (3.6):

Сэл=27*6480*3,28=573868,8

- Затраты на амортизацию рассчитываются аналогично – 8% от стоимости котла, тенге:

Сам=0,08*391211,52=31296,92.

- Затраты на ремонт определяем по формуле (3.5), тенге:

Срем=(0,1+0,05)* 31296,92 =4694,538

- Заработную плату за год считаем по формуле (3.7), тенге:

Сзп=10000*8*12=960000

- Прочие затраты определяем аналогично – 3% от суммы предыдущих затрат, тенге:

Спр=0,03*(573868,8+31296,92+4694,538+960000)=47635,68

- Определение общих годовых затрат по формуле (3.3), тенге:

Сгод=573868,8+31296,92+4694,538+960000+47635,68=1635491,67

- Объем производимой тепловой мощности, Гкал, будет равен:

V = 429,488

- Себестоимость 1 Гкал от электрического котла по формуле (3.2) будет равна, тенге/Гкал:

S=1635491,67/429,488=3808,0

В) Расчет себестоимости 1 кВт теплоты от котла, работающего на мазуте.

- Расчет годовых затрат на топливо, тенге/год:

Стоп = qт  Т  Цт , (3.8)

где qт – удельный расход топлива (л/час);

Т – время работы оборудования (час);

Цт – цена литра топлива.

Стоп=7,3*6480*25=1182600

- Затраты на амортизацию рассчитываются аналогично – 8% от стоимости котла, тенге:

Сам=0,08*391211,52=31296,92

- Затраты на ремонт определяем по формуле (3.5):

Срем=(0,1+0,05)* 31296,92 =4694,538 (тенге)

- Заработную плату за год считаем по формуле (3.7):

Сзп=10000*8*12=960000 (тенге).

- Определяем прочие затраты:

Спр=0,03*(1182600+31296,92+4694,538+960000)= 65897,616

- Итого годовые затраты составят:

Сгод=1182600+31296,92+4694,538+96000+65897,616 =2262484,805

- Объем производимой тепловой мощности в год определяется по формуле (3.4), Гкал:

V=(57*6480)/860=429,488

- Себестоимость 1 Гкал от мазутного котла будет равна, тенге/Гкал:

S=2262484,805/429,488 =5267,860

Результаты расчета годовых затрат сводятся в таблицу 1

Таблица 3.1 - Себестоимость производимой теплоты

Статьи затрат

ТНУ

Котел КВМТ 40, работающий

От электричества

на мазуте

Затраты на энергоресурсы Сэл (Стоп), тыс. тенге/год

143,467

573,869

1182,600

Амортизация Сам, тыс.тенге

148,309

31,297

31,297

Ремонт Срем, тыс. тенге

22,246

4,695

4,695

Заработная плата Сзп, тыс.тенге

240,000

960,000

960,000

Прочие затраты Спр, тыс.тенге

16,621

47,636

65,898

Итог Сгод, тенге

570,643

1635,492

2262,485

Объем тепловой мощности, Гкал

429,488

429,488

429,488

Себестоимость , тенге/Гкал

1328,659

3808,000

5267,860

3.1.3 Расчет экономической эффективности и срока окупаемости.

А) Расчет экономической эффективности и срока окупаемости в сравнении ТНУ и электрического котла, тенге:

∆Э=(Sм.к.-Sтну)* Qпол , (3.9)

где Sэл,Sтну – себестоимость 1 Гкал тепловой энергии от электрического котла и ТНУ (тенге);

Qпол– полезная теплота, Гкал

∆Э=(3808-1328,659)*429,488=1064847,2

- Срок окупаемости определяется по формуле, год:

(3.10)

где Кпд - капитальные вложения, необходимые при подрядном способе реализации данного проекта.

Т0=1853859/1064847,2 =1,74

Б) Расчет экономической эффективности в сравнении ТНУ с котлом, работающем на мазуте определяем по формуле (3.9):

∆Э=(Sмаз.к-Sтну)*Qпол,

где Sмаз.к – себестоимость 1 Гкал тепловой энергии мазутного котла.

∆Э=(5267,86-1328,859)* 429,488=1691841,87

- Срок окупаемости определяется по формуле (3.10):

Т0=1853859/1691841,87=1,095

Таблица 3.2 – Основные показатели качества работы ТНУ.

Наименование показателей

Значение

1

2

3

1

Максимальная тепловая нагрузка в год, Гкал

429,488

2

Максимальная электрическая нагрузка в год, кВт

143,467

3

Себестоимость выработанной тепловой энергии, тенге/Гкал

1328,859

4

Себестоимость выработанной тепловой энергии, тенге/кВт

1,545

1

2

3

5

Общие капитальные вложения на внедрение установки, тыс. тенге

1853,859

6

Эксплуатационные затраты от установки, тыс. тенге

570,643

7

Срок окупаемости, год

1,7

3.2 Анализ эффективности применения теплового насоса

Из приведенных расчетов видно насколько выгодно использовать ТНУ для отопления лечебного корпуса.

Себестоимость 1 кВт тепловой энергии от ТНУ ниже себестоимости 1 кВт тепла от котла на 63 %; эксплуатационные затраты на ТНУ ниже на 70 %; затраты на электроэнергию ниже на 75 %; затраты на энергоресурсы ниже на 80 %; затраты на заработную плату меньше на 75 %; прочие затраты ниже на 73 %.

Сравнительная таблица экономических показателей ТНУ и котла КВМТ 40 представлена на листе 7 Технико-экономическое обоснование.

 


4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

 

4.1 Обеспечение электробезопасности при работе с тепловым насосом

При монтаже, эксплуатации, ремонте тепловых насосов следует соблюдать «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ), а также технику безопасности.

Электробезопасность – система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги и статического электричества.

Действие электрического тока на организм человека при работе с тепловым насосом зависит от величины тока, протекающего через человека, частоты тока, продолжительности воздействия, условий подключения тела человека в электрическую сеть. Опасность поражения людей электрическим током зависит также от условий окружающей среды, состояния кожного покрова, возраста человека, площади контакта с источником тока и ряда других факторов.

Постоянный ток оказывает менее сильное воздействие, чем переменный ток той же величины. Токи величиной несколько миллиампер действуют главным образом на нервную систему.

Продолжительность воздействия также во многом определяет характер действия тока на человеческий организм. Установлено, что при времени воздействия более 0,08 сек, током более 100 мА человеческий организм получает тяжелую травму.

В любой квартире, коттедже или офисе где установлен тепловой насос, распределение электроэнергии должно быть выполнено в соответствии с требованием соответствующих нормативных документов. Только в этом случае установленное в электрощите оборудование будет осуществлять постоянный контроль за электробезопасностью всей электросети.

Это связано с тем, что кроме нормальных рабочих токов в электросети могут возникать и крайне нежелательные токи, такие как ток короткого замыкания, ток перегрузки и ток утечки. Результатом этих нежелательных токов являются выход из строя оборудования, поражение людей электрическим током и пожары. Именно на прерывание этих нежелательных токов и направлено действие различных защитных приборов, обеспечивающих электробезопасность объекта.

В соответствии с Правилами Устройства Электроустановок наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения при фазном напряжении 220В составляет доли секунды. Естественно, что чем меньше время отключения, тем безопаснее электросеть для потребителя. Время отключения, как правило, зависит от величины этих нежелательных токов.

Правильность проектирования и сборки распределительного щита и всей электропроводки в целом – основополагающий критерий электробезопасности объекта.

Защита от токов короткого замыкания и перегрузки осуществляется с помощью автоматических выключателей. Ток короткого замыкания возникает при контакте фазного и нулевого рабочего проводника и очень быстро достигает больших значений, поэтому он должен быть прерван за доли секунды. Ток перегрузки, как правило, является следствием подключения слишком большого количества потребителей электроэнергии или избыточной их мощностью и отключается за время большее, чем ток короткого замыкания. Следствием этих нежелательных токов является выход из строя электропроводки и в ряде случаев возникновения пожара. У концерна ABB, как и у других производителей аналогичного оборудования есть свои требования к выбору номиналов автоматических выключателей. Так у фирмы ABB ток короткого замыкания должен составлять величину равную 5 – 10 номинальным значениям тока автоматического выключателя. Только в этом случае автомат разомкнет фазный провод за оговоренное в паспорте время. В противном случае проводка начинает нагреваться и, пожар неминуем.

Защита от токов утечки осуществляется с помощью устройств защитного отключения (УЗО) или дифференциальных автоматических выключателей. Разница между ними в том, что дифференциальный автоматический выключатель защищает не только от токов утечки но и от токов перегрузки и короткого замыкания. Причиной возникновения тока утечки, является повреждение изоляции или прикосновение к токоведущим частям электроустановки.

Порядок выбора УЗО и правила их подключения достаточно полно описан в "Рекомендации по проектированию, монтажу и эксплуатации электроустановок зданий при применении устройств защитного отключения.

4.1.1 Защитное заземление

Вследствие неисправности электрических систем или нарушения изоляции части электрического оборудования, установок или инструмента могут оказаться под напряжением. Для уменьшения опасности поражения людей током металлические части электрического оборудования и установок, эксплуатируемых в помещениях с повышенной опасностью, в особо опасных помещениях и на открытом воздухе, подлежат заземлению.

Защитное действие заземления заключается в уменьшении тока, проходящего через человека, коснувшегося неисправного электрического оборудования, установок, инструмента, до безопасной величины.

Под защитным заземлением понимается преднамеренное соединение металлических нетоковедущих частей установок, оборудования, приборов, приспособлений, инструментов, осветительных приборов с землей через искусственные или естественные заземлители.

Для искусственных заземлителей используют стальные трубы, стержни, угловую сталь, погруженные в землю на глубину 1,2-1,5 м.

В зависимости от расположения заземлителей по отношению к заземляемому оборудованию заземления бывают выносные или сосредоточенные, контурные или распределенные. Заземлители выносных заземлений располагаются сосредоточенно на некотором расстоянии от заземляемого оборудования. Заземлители контурного заземления располагаются по периметру и внутри площадки, на которой установлено заземляющее оборудование.

Для обеспечения электробезопасности при эксплуатации современных бытовых электроустановок и приборов необходима надежная заземляющая шина с небольшим сопротивлением заземления (менее 4-х Ом по старым правилам), т.е. выполненная из провода достаточного сечения. При отсутствии заземляющей шины опасное напряжение, возникающее между электроприборами, может наделать немало бед. Очень редко в домах старой планировки заземляющая шина вводилась в квартиру.

Заземлители бывают естественными и искусственными. К естественным заземлителям относят различные технологические металлоконструкции, имеющие хороший контакт с землей, арматура железобетонных конструкций, трубопроводы (кроме трубопроводов, используемых для транспортировки горючих и взрывчатых жидкостей и газов), металлические оболочки кабелей (за исключением алюминиевых), обсадные трубы и др. Искусственные заземлители – это специально устраиваемые для заземления металлоконструкций. Для заземления в первую очередь должны использоваться имеющиеся естественные заземлители. Материалом искусственных заземлителей служит сталь, размеры элементов заземления принимаются по таблице ПУЭ.

Под комбинированным заземлителем подразумевается заземлитель, состоящий из вертикальных электродов (труба, уголок и пр.), соединенных между собой протяженным горизонтальным элементом (полоса, уголок, труб а). По порядку размещения в плане вертикальные электроды могут быть расставлены в ряд или по контуру.

Общее сопротивление заземляющего устройства состоит из суммы сопротивления растеканию тока с заземлителей на землю и сопротивления заземляющих проводников.

Для обеспечения безопасности величина сопротивления заземляющих устройств должна быть по возможности меньшей и не превышать установленных норм предусмотренных в ПУЭ и ГОСТ 12.1.030-81.

Удельное сопротивление грунта – электрическое сопротивление куба из данного грунта со сторонами равными 1 м3. Удельное сопротивление грунта зависит от состава грунта, наличия солей в грунте, от влажности, температуры грунта, плотности и др. Удельное сопротивление грунта быстро убывает при влажности до 20 %, при большей остается почти неизменной. При добавлении поваренной соли в грунт в объеме 1 % и «» уменьшается в 8 раз, а добавление соли более 4 % почти не влияют на дальнейшее уменьшение «». Уменьшение температуры грунта на 1С приводит к увеличению сопротивления грунта на 5 %.

4.1.1.2 Расчет удельного сопротивление комбинированного заземлителя теплового насоса

Определяем величину допустимого сопротивления по ГОСТ 12.1.030-81, оно не должно превышать 10 Ом (таблица 1).

Таблица 4.1- Величины допустимого сопротивления по ГОСТ 12.1.030-81.

Показатели

Климатические зоны

I

II

III

IV

Средняя многолетняя низшая температура (январь), С

От – 15

до – 20

От – 15

до – 20

От – 10

до 0

От 0

до + 5

Средняя многолетняя высшая температура (июль), С

От + 16

До + 18

От + 18

до + 22

От + 22

до + 24

От + 24

до + 26

Среднее количество осадков, см

40

50

50

30-50

Продолжительность замерзания воды, дни

190-170

150

100

0

Расчет заземляющего устройства с учетом влияния соединительной полосы связи можно осуществить по следующей схеме. Вначале определить сопротивление растеканию тока одиночного вертикального заземлителя по следующей зависимости:

Ом (4.1),

где  - расчетное удельное сопротивление грунта (=0КП);

l – длина вертикального заземлителя;

d – диаметр вертикального заземлителя;

h – заглубление полосы связи (принять самостоятельно в переделах от 0,8 до 1 м).

=27,6

Вышеуказанная зависимость справедлива при следующих условиях:

(l >> d; ).

Далее определяется сопротивление очага заземлителей (ориентировочное сопротивление всех вертикальных заземлителей) по следующей зависимости:

, (4.2)

где К0 – коэффициент повышения сопротивления очага заземлителей (принимается от 2 до 3);

Rg – допустимое значение сопротивления заземляющих устройств по ГОСТ 12.1.030-81.

Удельное сопротивление грунта 0 на участке заложения комбинированного заземлителя определяется по таблице 2.

Таблица 4.2 - Удельное сопротивление грунта 0 на участке заложения комбинированного заземлителя

Грунт

Удельное сопротивление в Ом/м

При влажности 10-20 % по весу

Пределы изменения

Песок

7102

4102 – 10102

Расчетное удельное сопротивление грунта растеканию тока с учетом климатической зоны определяется умножением удельного сопротивления выбранного по таблице 2 на повышающий коэффициент КП, который определяется по таблице 3.

Таблица 4.3 - Определение повышающего коэффициента КП

 

Тип заземлителя

Значения повышающего коэффициента КП для климатических зон

I

II

III

IV

Комбинированные (вертикальные электроды длиной 0,8-1,5 м при заложении соединительной полосы шириной 0,4-0,8 м)

1,8-2

1,6-1,8

1,4-1,6

1,2-1,4

При конструировании комбинированного заземлителя принять, что он будет выполнен в виде нескольких вертикальных труб, установленных в ряд, и соединенных между собой в верхней части полосой связи. При этом полоса связи заглубляется в землю на определенную глубину, которая принимается самостоятельно и может быть в диапазоне от 0,5 м до 0,8 м.

Затем определяется ориентировочное количество вертикальных заземлителей n по следующей зависимости:

, шт (4.3).

 

 

По вычисленному результату принимается целое число вертикальных заземлителей.

При конструировании комбинированного заземлителя нужно принять расстояние между вертикальными заземлителями a, которое всегда должно быть кратно длине трубы l, а по их отношению по таблице 4 с учетом принятого количества вертикальных заземлителей, определить коэффициент экранирования между вертикальными заземлителями.

Таблица 4.4 - отношение с учетом принятого количества вертикальных заземлителей.

Количество электродов, n

Значение коэффициента использования при отношении расстояния между электродами к их длине

 

При размещении электродов в ряд

 

В соответствии с выбранным значением 1 определяется истинное значение сопротивление очага заземлителей R0 по следующей зависимости:

(4.4).

Длина полосы связи lП:

lП = а (n-1) (4.5)

LП = 1,6 (2-1)=1,6

Сопротивление полосы связи RП:

, Ом (4.6),

где b – ширина полосы (принимается от 40 до 80 мм).

Сопротивление комбинированного заземлителя определяется:

, Ом (4.7)

(RЗ < 10 Ом),

где 2 – коэффициент экранирования полосы связи с вертикальными заземлителями; таблица 5.

Ом

 

Таблица 4.5- Определение коэффициента экранирования полосы связи с вертикальными заземлителями.

Отношение расстояния между трубами к их длине

Значение коэффициента использования при числе труб

 

По данному расчету для теплового насоса сопротивление комбинированного заземлителя составляет 9,8 Ом, что соответствует нормам.

4.1.2 Воздействие хладагентов при их утечке на рабочих, обслуживающих тепловые насосы

К хладагенту в тепловых насосах предъявляются в принципе такие же требовании, как и в холодильных машинах.

С ростом значимости тепловых насосов повысился интерес к ряду видов хладагентов, в особенности к маркам R22, R113, R12B1. Хладагент, благодаря хорошим термодинамическим свойствам, можно использовать во всех случаях, где он допустим с учетом соблюдения соотвествующих правил техники безопасности.

Аммиак применяют, прежде всего, для крупных промышленных тепло насосных установок, где должны быть обеспечены требуемые условия по технике безопасности.

Утечка хладагента воздействует на окружающую среду, в частности на организм человека, таким образом, что пары действуют слабо наркотически без выраженного токсического эффекта. Это выражается в слабости, сухости в горле, дрожании, безсоннице и слуховых галлюцинациях.

Описание некоторых видов хладагентов для использования в тепловых насосах:

- Фтортрихлорметан (Фреон 11)CFCL3 .Применяется как хладагент. Пары действуют слабо наркотически без выраженного токсического эффекта на организм человека. Для человека концентрация 5% в течении 30 мин не дает признаков отравления, 8% вызывает легкий, а 9% - глубокий наркоз. Предельно допустимая концентрацию Лестер и Гринберг рекомендуют для однократного кратковременного пребывания 5%. Однако, эта концентрация недопустимо высока. Для индивидуального защитного приспособления необходимо избегать возможности соприкосновения с пламенем и нагретыми поверхностями, возникновения искр и т.д. Вентиляция помещений; изоляция операций с кубовыми остатками.

- 1,1-Дифтор-1-хлорэтан (CH3CF2Cl). Применяется как хладагент.Для человека концентрация 7% в течении 30 мин не дает признаков отравления, 8% вызывает легкий, а 9% - глубокий наркоз.

- Дифторхлорметан (Фреон 22) CHF2Cl. Применяется как хладагент. Получается действием трехфтористой и пятифтористой сурьмы на хлороформ. Токсическое воздействие 16% смеси с воздухом в течении 55 мин или 40% смеси с воздухом в течении 2-2,5 час вызывает учащение дыхания, дрожание, судорги. После удаления из камеры животное быстро оправлялось. Концентрация до 79% быстро убивают животных, но не дают наркоза.

Для меры предупреждения избегать возможности соприкосновения с пламенем и нагретыми поверхностями, возникновения искр и т.д. Вентиляция помещений; изоляция операций с кубовыми остатками.

Фтордихлорметан (Фреон 21) CHFCl2. Применяется как хладагент. Получается действием трехфтористой и пятифтористой сурьмы на хлороформ в присутствии количества сероуглерода.

Токсически воздействует при высоких концентрациях вызывая у человека возбуждение, также зуд, дрожание, потерю равновесия, отдышку. Полного наркоза не удается вызвать даже при 40% газа в воздухе. Судороги и рвотные движения наблюдаются уже при 2-2,5%. Для безопансости нужно иизбегать возможности соприкосновения с пламенем и нагретыми поверхностями, возникновения искр и т.д. Вентиляция помещений; изоляция операций с кубовыми остатками.

- Дифтордихлорметан (Фреон 12)CF2Cl2. Применяется как хладагент. Токсически воздействует на человека, при составления примеси 10-15% к вдыхаемому воздуху еще не опасна. При высоких концентрациях- мышечная дрожь, судороги, наркоз. Вызывает сильное раздражение, одышку. Так же токсически воздействует на организм человека. Описано заболевание, связываемость вдыханием дифтордихлорметана. И, вероятно, продуктов его разложения. Оно выразилось в слабости, сухости в горле, дрожании, безсоннице и слуховых галлюцинациях.

Индивидуальные защитные приспособлением рекомендуется использовать фильтрующий промышленный противогаз марки А, при угрозе образования фосгена – марки В.

Для безопасности следует иизбегать возможности соприкосновения с пламенем и нагретыми поверхностями, возникновения искр и т.д. Вентиляция помещений; изоляция операций с кубовыми остатками.

4.2 Воздействие на окружающую среду котла КВМТ 40

Применение ТНУ для отопления лечебного корпуса имеет большое значение для экологии санатория, т.к. никаких выбросов в окружающую среду не имеет. Одним наиболее важным фактором для людей, приезжающих в санаторий на лечение является чистота воздуха, чем чище воздух, тем будет быстрее происходить выздоровление, тем больше будет желающих приехать на отдых в экологически чистую зону.

Широкомасштабное внедрение новых схем теплоснабжения с тепловыми насосами с использованием низкопотенциальных источников тепла даст возможность, по оценкам российских и западных специалистов, снизить расход органического топлива на 20-25%, что, в свою очередь, позволит значительно улучшить эффект неблагоприятного воздействия на окружающую среду.

Более того, товарное тепло здесь производится, минуя процесс сжигания топлива, что кроме экономии первичного топлива скажется на оздоровлении окружающей среды, ликвидируя вредные выбросы в атмосферу и отходы в виде золы.

4.2.1 Расчет выброса загрязняющих веществ при сжигании мазута в котлоагрегате КВМТ 40

Для отопления лечебного корпуса и снабжения горячей водой имеется котельная, оборудованная двумя котлами многотопливными КВМТ 40. Время работы котлов 5256 ч/год. Расход мазута 38,37 т/год. Максимальный секундный расход дизтоплива двумя котлами, в режиме зимнего максимума, составляет 2 г/с.

Характеристика мазута представлена в таблице 6.

 

Таблица 4.6 - Характеристика используемого топлива

Наименование топлива

Зольность Ар, %

Содержание серы, Sр, %

Влажность Wр, %

Калорий-ность, МДж/кг

Мазут

0,025

0,3

-

38

Выбросы твердых веществ (сажа мазута) определяем по формуле [20]:

Мтв = В х АP х f х (1- nз), г/с, т/год, (4.8)

где В - расход топлива, г/с, т/год;

АP - зольность сжигаемого топлива, %, АP = 0,025;

f - коэффициент, хаpактеpизующий тип топки и вид топлива, f = 0,01;

nз - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителе, nз = 0.

Вс = 2 г/с; Вг = 38,37 т/год;

Мc = 2 х 0,025 х 0,01 х (1–0) = 0,001 г/с;

Мг = 38,37 х 0,025 х 0,01 х (1–0) = 0,01 т/год.

Количество оксида углерода, выбрасываемого в атмосферу (г/с, т/год) при сжигании жидкого топлива рассчитывают по формуле [20]:

Мсо = 0,01 х Ссо х В х (1-q4/100), г/с, т/год, (4.9)

где Ссо - выход окиси углерода при сжигании топлива, кг на тонну топлива;

Ссо = q3 х R х Qн , (4.10)

где q3 - потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, q3 = 0,5;

R - коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в сгорания оксида углерода, для жидкого топлива R = 0,65;

q4 - потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива.

Ссо = 0,5 х 0,65 х 42,6135 = 13,85 кг/т

Мс = 0,001 х 13,85 х 2 х (1 - 0) = 0,028 г/с

Мг = 0,001 х 13,85 х 38,37x (1 - 0) =0,531 т/год

Количество оксидов азота (в пересчете на NO2), выбрасываемых в атмосферу (т/год, г/с), рассчитывают по формуле [20]:

Мno = 0,001 х В х Qн х Кno х (1-b), (4.11)

где Qн - теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг;

Кno - параметр, характеризующий количество окислов азота в кг, образующихся на один ГДж тепла;

b - коэффициент, учитывающий степень снижения выброса окислов азота в результате применения технических средств.

Мno = 0,001 х 2 х 42,6135 х 0,07755 х (1 - 0) = 0,0066г/с;

Мno = 0,001 х 38,37 х 42,6135 х 0,07755 х (1 - 0) = 0,127 т/год

Расчет выделения диоксидов серы

Количество оксидов серы в пересчете на SO2, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами при сжигании жидкого и твердого топлива, рассчитывают по формуле [20]:

Мso2 = 0,02 * В * S * (1- η 'so) х (1- η "so), (4.12)

где S - содержание серы в топливе на расчетную массу (табл. Б.1);

η 'so - доля окислов серы, связываемых летучей золой, ( n'=0,1 );

η "so - доля окислов серы, улавливаемых в газоуловителе, принимается равной нулю.

Мso2 = 0,02 * 2 * 0,3 * (1 - 0,1) * (1 - 0) = 0,011 г/с

Мso2 = 0,02 * 38,37 * 0,3 * (1 - 0,1) * (1 - 0) = 0,207 т/год

Результаты расчета выделений загрязняющих веществ сведены в таблицу 7.

Таблица 4.7 - Годовые и секундные выбросы при сжигании мазута

Тип устройст-ва

Кол-во

в работе

Кno, кг/

ГДж

Ед. изм.

Расход топлива

Выбросы

Сажа

CO

SO2

NO2

котёл КВМТ 40

2

0,0775

г/с

2

0,001

0,028

0,011

0,0066

т/год

38,37

0,010

0,531

0,207

0,1270

4.2.2 Расчет годовых выбросов загрязняющих веществ от резервуаров с мазутом

Для расчета максимальных выбросов принимается объем слитого нефтепродукта (Vсл, м3) из цистерны в резервуар. Количество закачиваемого в резервуар нефтепродукта принимается по данным в осенне-зимний (Qоз, м3) и весенне-летний (Qвл, м3) периоды года. Годовой расход мазута составит 38,37 т/год.

Максимальные выбросы из резервуаров расчитываются по формуле [21]:

М= (С1 х Крмах х Vчмах)/3600, г/с (4.13)

Годовые выбросы паров нефтепродуктов от резервуаров определяются по формуле [21]:

G = (Уоз х Воз + Увл х Ввл) х Крмах х 10-6 +Gхр х Кнп х Nр, т/год (4.14)

где С1 – концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3;

Крмах – опытный коэффициент;

Vчмах – максимальный объём паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м3/час;

Кtмах, Ktмin – опытные коэффициенты, при минимальной и максимальной температурах жидкости соответствено;

Nр – количество резервуаров, шт;

Gхр – выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год;

Кнп – опытный коэффициент;

Уоз, Увл – средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осеннее-зимний и весеннее-летний периоды года, г/т;

Воз, Ввл – количество нефтепродуктов закачиваемое в резервуар в течение соответствующего периода, т/период.

М= (3,14 х 0,85 х 25)/3600 = 0,019 г/с

G=(1,9 х 142,5 + 2,6 х 142,5) х 0,85 х 10-6 + 0,066 х 0,0029 х 2 = 0,0044 т/год

Таблица 4.8 – Идентифекация состава выбросов (М=0,019 г/с, G = 0,0044 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

Сероводород

Предельные С12-С19

Непредельные

Ароматические

Сi мас %

99,57

-

0,15

0,28

Мi, г/с

0,0189

-

*

0,0001

Gi, т/год

0,00438

-

*

0,00002

* Условно отнесены к С12-С19

4.3 Оценка экономической эффективности работы котла КВМТ 40

При выборе котельного оборудования наряду с технологическими преимуществами следует учитывать экономичность проведения очистки газов. Необходимо выполнять основное требование: аппаратурно-технологическая схема очистки газов должна компоноваться из таких аппаратов, которые при работе в оптимальных условиях обеспечивают необходимую степень очистки при минимальных затратах на 1000 м3 газа.

Себестоимость очистки газов в пылеочистных аппаратах определяется капитальными затратами на сооружение установки и эксплутационными расходами, обеспечивающими её нормальную работу.

Расчет платежей за загрязнение окружающей среды выполнен на основании [21]. Норматив платы санатория за выбросы определяется согласно установленному лимиту.

Плата за выброс загрязняющего вещества в атмосферу рассчитывается по формуле:

(4.15)

где m – условная величина платы за выбросы в атмосферу от стационарных источников, для Усть-Каменогорска равна 206 (при сверхнормативном выбросе, в десятикратном размере;

К – коэффициент приведения с учетом относительной опасности загрязняющих веществ, определяемый по формуле:

, (4.16)

где ПДКс.с. – среднесуточная предельно-допустимая концентрация загрязняющих веществ, мг/м3.

Таблица 4.9 - Предельно допустимые концентрации отдельных примесей в воздухе населенных мест по Республике Казахстан

Наименование

Значения ПДК, мг/м3

Класс

примесей

Максимально

разовая

Среднесуточная

опасности

Углерод оксид

5,0

3,0

4

Азот (IV) оксид

0,085

0,04

2

Сажа

0,15

0,05

3

Сера диоксид

0,5

0,05

3

* Гигиенические нормативы: “ПДК загрязняющих веществ в атмосферном воздухе“, № 3.02.036.99 от 15.06.1999 г.

Усреднённый расчет платы за выбросы в период 2005 – 2006 годы приведены в таблице 5.1.

Таблица 4.10 – Платежи за загрязнение окружающей среды

Стоимость выбросов от двух котлов в год составляет 4364,7 тенге.

По результатам расчёта, в таблице – разность между ежегодными выплатами, при установке теплового насоса вместо мазутного котла КВМТ 40 ежегодно будет экономиться около 4364,7 тенге что, несомненно, оправдывает замену существующего оборудования.

На основании вышеизложнного можно сделать выводы:

Для безопасной эксплуатации ТНУ предусмотрено и посчитано защитное заземление;

Используемый хладагент в ТНУ марки R22 является безопасным для человека, не вызывает токсического воздействия;

ТНУ является экологически чистой установкой, не загрязняет окружающую среду.

 


5 РАСПОЛОЖЕНИЕ ТЕРМАЛЬНЫХ ВОД В ЗЕМНОЙ КОРЕ, РЕСУРСЫ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ОСОБЕННОСТИ ТЕРМАЛЬНЫХ ВОД

 

5.1 Расположение термальных вод в земной коре

Трудно переоценить значение топлива, тепла, тепловой энергии для народохозяйственных нужд.Один процент экономии топлива составляет выигрыш около десяти миллионов тонн условного топлива в год.Именно поэтому невозможно остаться равнодушным, увидев порой бесхозяйственную потерю тепла или топлива, будь то струя пара, бесцельно выходящая из неисправной арматуры или паропровода, густой черный дым из заводской трубы, свидетельствующий о неполном сжигании топлива, тающий снег над проложенным в земле теплопроводом, указывающий на плохую его теплоизоляцию и т.д.

Ну, а что представляют собой струи пара или фонтаны горячей воды, поднимающиеся на значительную высоту из расселин земли; горячие ключи, бьющие из под земли и сливающие свою воду в холодные ручьи и реки, уносящие ее в еще более холодные моря; парящие источники, растопляющие в месте своего выхода на поверхность снег, а потом замерзающие невдалеке в виде наледей?

Все это - поверхностные проявления глубинного тепла Земли, общие запасы которого неисчислимы. Значительная часть этих огромных запасов, наиболее доступная для человека при современном уровне развития техники, заключена в нагретых глубинных водах, называемых термальными. Запасы глубинных термальных вод в земной коре очень велики. Некоторые исследователи сравнивают их со вторым мировым океаном. Это сравнение не лишено основания. По ориентировочным подсчетам общий запас термальных вод, находящихся в прямом смысле под нашими ногами в земной коре, равен половине объема всех вод на ее поверхности.

Солнце миллиарды лет щедро излучает тепло в космическое пространство. Отдаваемая им тепловая энергия обогревает планеты солнечной системы, в том числе и Землю. Однако, на глубине около 25 м от поверхности Земли влияние теплового излучения Солнца уже не ощущается, и температура породы на этой глубине как зимой, так и летом практически одинакова. Исследования показали, что с углублением внутрь Земли температура увеличивается.

Исследуя глубокие впадины, до 3,3 км, а также самые глубокие буровые скважины, удалось установить, что в зависимости от теплопроводности окружающих пород и условий их залегания с опусканием на каждые 20...40 м температура возрастает примерно на 1 градус Цельсия. Сопоставив сведения многолетнего опыта, люди справедливо сделали выводы, что наша планета располагает собственным внутриземным теплом.

Результаты изучения толщи земной коры указывают на наличие в ней огромного количества глубинных термальных вод. Глубинные воды составляют главную и основную часть подземной гидросферы, в сравнении с которой запасы верхних или грунтовых вод несоизмеримо малы. Глубинные воды проникают во все слои земной коры. При благоприятных структурных условиях они образуют огромные подземные бассейны или заполняют трещины пород (трещинные воды) и водопроницаемые пласты (пластовые воды).

Однородные по возрасту и сходные по составу массивы излившихся базальтов имеют очень низкую пористость. Их водопроницаемость в вертикальном направлении возможна только в местах соприкосновения лавовых потоков или в местах различных включений и прослоек. Однако в горизонтальном направлении, между слоями различных лавовых потоков, часто остаются водопроницаемые пласты, каналы и каверны. Все эти пустоты нередко соединяются между собой и заполняются термальной водой. Что касается метаморфических и в особенности осадочных пород, то они обладают весьма значительной пористостью и водопроницаемостью, поэтому в них распространены и пластовые и трещинные воды, а также встречаются значительные по протяженности бассейны подземных вод.

Земная кора с находящейся в ней гидросферой прогревается в основном тепловым потоком, направленным из глубинных недр, в результате чего и поддерживается тепло термальных вод. Степень их нагрева в обычных условиях зависит от структуры окружающих пород, толщины и теплопроводности подстилающих водонепроницаемых пластов, интенсивности конвективных течений, вызываемых восходящим тепловым потоком и в особенности от глубины залегания.

Теплые или слаботермальные воды температурой 20...40 С распространены обычно на глубине 500...1000 м, горячие термальные воды температурой 40...80 С - на глубине около 2000 м. На глубине от 2000 до 3000 м чаще всего находятся высокотермальные воды температурой 70...100 С и перегретые, температурой более 100 С, бурно кипящие при выходе на поверхность земли.

Однако закономерность увеличения нагрева вод с глубиной их залегания иногда резко меняется. Это происходит в так называемых высокотемпературных термальных районах, находящихся, как правило, в зонах вулканической деятельности, где уже на незначительной глубине породы и находящиеся в них воды имеют температуру, близкую к 100 С. В этих случаях термальные воды нагреваются как благодаря воздействию теплового потока земных недр, так и вследствие близости локальных магматических очагов, причем влияние последних чаще всего бывает значительно более существенным.

Большое значение в указанных местах имеет структура подземных пород. В отличие от влияния сильно нагретых, но мало пористых пород типа базальтовых, в которых циркулирующая вода относительно слабо соприкасается с породой, нагревание в пористых осадочных породах происходит с большей интенсивностью. Воды при циркуляции вторгаются в многочисленные пустоты и поры такой породы и "вымывают" из них тепло,являясь по сути дела теплоносителем. В породах такого типа часто образуется пар [12].

5.2 Ресурсы тепловой энергии

Несмотря на кажущуюся простоту, добыча и использование природной тепловой энергии связаны с возведением разного рода сооружений, их оборудованием, бурением скважин и другими работами. Поэтому до проведения работ по освоению геотермальных ресурсов необходимо хотя бы ориентировочно оценить предполагаемые запасы, определить, на долго ли их хватит, есть ли способы продлить сроки использования этих ресурсов.

Земная кора и ее гидросфера, основную часть которой составляют термальные воды, постоянно снабжаются теплом глубинных недр. Это объясняется процессом разогревания недр, происходящим с весьма малой скоростью. Кроме того, установлено, что встречающиеся в отдельных местах земной мантии озера магмы и их интрузии (подземные массивы магматического происхождения), хотя и называются местными или локальными, но представляют собой огромные по объему расплавленные и раскаленные массы, содержащие большие запасы тепла и отдающие его чрезвычайно медленно вследствие плохой теплопроводности окружающих горных пород.

Известны примеры длительного существования источников глубинного тепла, связанных с вулканической деятельностью и, очевидно, с близостью в этих районах земной коры местных магматических образований. Так, в Тосканской провинции Италии источники термальных вод функционируют уже около 2 тыс. лет, о чем известно из дошедших исторических записей. Деятельность отдельных горячих источников Исландии оценивается в 10...15 тыс. лет.

Ресурсы тепловой энергии, заключенные в термальных водах, настолько велики, что превосходят запасы всех вместе взятых полезных ископаемых, расположенных на доступных глубинах. Эти ресурсы практически неисчерпаемы, они могут снабжать человечество теплом в течении многих тысяч лет.

Месторождения и источники термальных вод обладают одним особенно важным свойством, отличающим их от месторождений любых топливных ископаемых: они способны к естественной возобновляемости. Схематично это представляется так: благодаря конвективным течениям в гидросфере земной коры охлажденные потоки воды поступают к нагретым породам и, получив от них тепло, поднимаются кверху, уступая место новым охлажденным потокам, причем этот процесс происходит непрерывно.

Однако, одним из условий длительного и надежного поступления

к потребителю глубинной тепловой энергии является отбор ее в разумных количествах, подтвержденных в каждом конкретном случае соответствующими расчетами. Зная геологическую структуру данного термального района, можно с достаточной степенью точности оценить так называемые "возобновляемые запасы" с тем, чтобы при их отборе не снимать имеющиеся первоначальные запасы тепла.

Для оценки возобновляемых запасов в термальных районах наиболее существенными факторами является уровень добычи, температура получаемой воды, величина изменения этой температуры в зависимости от увеличения отбора в единицу времени. В каждом отдельном случае строгий хозяйственный подход к вопросу использования запасов подземного тепла, только в этом случае они могут стать практически неисчерпаемыми [13].

5.3 Особенности термальных вод

Совершенно чистой воды в природе нет. Такую дистиллированную воду можно получить только искусственным путем в лаборатории. Даже наиболее чистая дождевая (метеорная) вода содержит растворенные газы, входящие в состав воздуха, и твердые примеси – результат содержания пыли в воздухе. Все природные, а тем более глубинные воды, находящиеся в толще земной коры, в большей или меньшей степени минерализованы и газонасыщены. При прохождении через водопроницаемые пласты, взаимодействии с окружающими породами, газами, микроорганизмами солевой (ионный) газовый и взвешенный состав термальных вод постоянно меняется. Он разлагается и синтезируется, частично расходуется и пополняется в процессе гидратации и дегидратации минералов. Нередки случаи, когда глубинные воды в той или иной степени радиоактивны.

Следует отметить, что местонахождения термальной воды можно характеризовать по ее составу только условно. Дело в том, что этот состав часто оказывается различным даже при отборе воды из скважин, расположенных в одной местности, близко друг от друга, а также при отборе из одной скважины, но с разных горизонтов.

Знать состав термальной воды очень важно, так как содержание различных растворенных компонентов и примесей делает эту воду более или менее пригодной для использования. Кроме того, состав термальных вод, а также их температура подсказывают направления, в которых с наибольшей пользой можно применить те или иные воды.

Для различных целей использования к водам предъявляют разные требования. Например, для добычи химических веществ желательно максимальное их содержание в воде, для лечебных целей нужна менее минерализованная вода, а для теплофикации требуется вода, содержащая как можно меньше солей и газов.

Наиболее повышенные требования предъявляются к составу термальных вод в случае использования их для теплоснабжения, теплофикации и других теплоэнергетических целей.

Естественные выходы и источники термальных вод и пара сравнительно редки. Чаще термальные запасы скрыты в глубине и обнаруживаются лишь при разведке путем бурения скважин. Но и там, где имеются естественные источники, обычно бурят скважины, обеспечивающие наиболее надежную и стабильную добычу. Подземные воды, как правило, обладают напорным режимом и под собственным давлением поступают из скважин. При этом термальная вода значительно меньше охлаждается с поступлением на поверхность, чем при естественном выходе.

Одним из неприятных явлений, затрудняющих в ряде случаев регулярное поступление воды, является зарастание и закупорка скважин образующимися на внутренних стенках плотными отложениями.

Причины образования отложений могут быть различны: химические реакции в результате окисления вблизи устья скважин при соприкосновении с воздухом минеральных и органических веществ, содержащихся в термальной воде (на глубине она почти всегда лишена растворенного свободного кислорода); процессы кристаллизации в результате изменения давления и температуры; биохимические процессы и др. Опыт Исландии показывает, что силикаты и кальциты, растворяемые в глубине пластов, ближе к поверхности склонны выпадать в осадок и забивать скважины.

Поэтому одной из важных проблем при добыче термальных вод является разработка правильной конструкции водоразборов, исключающих или сводящих к минимуму возможность зарастания скважин солями, а также мер по быстрому устранению таких отложений. В каждом отдельном случае, в зависимости от состава воды, они могут быть различны, но всегда должны надежно обеспечивать нормальную подачу воды.

Другой неприятной особенностью некоторых термальных вод является возможность выпадения осадков и шлама в трубопроводах и системах теплоснабжения. После выхода из скважины термальная вода подается в систему трубопроводов того или иного потребителя для дальнейшего использования. При этом напор и скорость движения воды снижаются, возникают благоприятные условия для выпадения содержащихся в воде различных веществ в виде твердых осадков и шлама. Шлам представляет собой неоднородный по составу рыхлый коллоиднообразный осадок, накапливающийся в элементах системы, особенно там, где скорость движения воды мала, например, в отопительных радиаторах. Твердые осадки и шлам ухудшают условия прохождения воды в системах, зачастую закупоривая отдельные участки труб и приборов ;при длительном пребывании и застое они слеживаются, твердеют, прикипают и удалить их становится крайне трудно. Кроме того, значительно ухудшаются условия теплопередач. В конечном итоге возможны аварии систем, требующие длительного ремонта и прочистки.

Для предотвращения накопления осадки и шлам необходимо собирать и удалять до поступления непосредственно в систему. Практически этого можно достичь, установив сборный бак, резкое снижение скорости потока в котором будет способствовать выпадению и концентрации там осадков и шлама. Из бака же их удалить сравнительно легко промывкой, или, как говорят теплотехники, "продувкой" из нижней части бака, где осадки и шлам собираются. Максимальные промежутки времени между продувками в каждом случае лучше определять опытным путем. Следует только иметь в виду, что при слишком больших промежутках осадки и шлам уплотняются и их удалить продувкой невозможно.

Если по каким-либо причинам сборный бак установить невозможно, то приспособление для продувки нужно предусмотреть в других удобных местах систем через удобные патрубки. В наиболее ответственных и подверженных закупорке местах необходимо поставить ревизии со съемными крышками для возможной прочистки.

Для предотвращения выпадения осадка и шлака при непосредственной подаче термальной воды в систему отопления следует поддерживать определенную скорость движения воды во всех элементах этой системы (не менее 0,3 м/с). Желательно применять гладкотрубные простые по конфигурации системы. Арматура также должна подбираться с наименьшими гидравлическими сопротивлениями. Отопительные приборы желательно иметь с последовательным прохождением воды (змеевиковые).

Существуют и специальные способы для предотвращения накипи и отложения шлака в трубах и элементах систем, например предварительная обработка воды при прохождении ее через искусственно создаваемое магнитное или электромагнитное поле, дозирование некоторых химических реагентов, воздействие на воду в сборном баке ультразвуковых колебаний и т.д. Все эти способы необходимо проверить и выбрать наилучший для конкретного случая.

В крайнем случае, когда появление накипи, осадка или шлака предотвратить невозможно, нужно либо использовать тепло термальных вод при помощи водоводяных теплообменников, либо установить отопительные приборы с запасом по поверхности нагрева, а трубопроводы с запасом по сечению.

Наибольшая опасность для трубопроводов и других металлических элементов теплоэнергетического оборудования и систем таится в коррозионной агрессивности некоторых термальных вод. Коррозионные процессы бывают химические и электрохимические. Химические процессы коррозии происходят в результате непосредственного взаимодействия металла с окружающей средой. Электрохимическая коррозия наблюдается при взаимодействии металлов с жидкими электролитами, главным образом с минерализованными водными растворами. Все имеющие место в практике добычи и использования термальных вод коррозионные разрушения металлических труб, сооружений, оборудования являются результатом электрохимических процессов коррозии. Термальные воды с очень малой минерализованностью и коррозионной агрессивностью встречаются довольно редко. Однако, степень коррозионной агрессивности воды характеризуется не только количеством растворенных в ней солей, хотя они и повышают электропроводность раствора и тем самым активизируют электродные процессы. Более важным является химический состав этих солей, концентрация в воде водородных ионов, а также состав и количество растворенных в ней газов. Химический состав важен потому, что некоторые из них интенсифицируют, а некоторые, наоборот, замедляют коррозионные процессы. С этой точки зрения наиболее подходящими являются слабоминерализованные азотные воды или щелочные воды хлориднонатриевого типа.

С уменьшением концентрации ионов водорода, а следовательно, кислотности среды коррозионные процессы активизируются. Кроме того, увеличиваются растворимость продуктов коррозии, образующих иногда защитную пленку на поверхности.

Особо надо иметь в виду газовый состав термальных вод, в который входят азот, углекислый газ, сероводород, аммиак, водород, а также метан и другие углеводороды. Эти газы неодинаково влияют на интенсивность коррозии: наиболее агрессивен по отношению к стали сероводород, хотя бы в малой концентрации и углекислый газ; аммиак разрушающе действуют на цветные металлы и их сплавы.

При использовании термальных вод часто осуществляют разрыв струи, удаляя газы из воды через ее свободную поверхность в какой-либо емкости. Растворенные газы, которые в глубине при значительных пластовых давлениях не могли, выделяется из воды, стремятся это сделать в открытой емкости.

При этом следует не допустить насыщение термальной воды свободным кислородом из воздуха. Термальные воды на глубине в большинстве случаев не содержат кислород. Поэтому в сборном баке или в другой емкости поверхностный слой такой воды, соприкасающийся с воздухом, интенсивно растворяет кислород, а растворенный кислород - главный и наиболее опасный коррозионный агент.

Мероприятие по борьбе с коррозией металлических трубопроводов и оборудования разнообразны и многочисленны. Их можно подразделить на следующие основные группы:

а) уменьшения коррозионной агрессивности воды;

б) изоляция металлических поверхностей от коррозийнной среды путем нанесения на них защитных покрытий;

в) повышение противокоррозионной стойкости металла;

г) комбинированное применение одновременно нескольких противокоррозионных мероприятий.

В случае если вероятность сильной коррозии высока и мало надежд на успех противокоррозионных мероприятий, необходимо так же, как и в отдельных случаях применения высокоминерализованных термальных вод, использовать их тепло при помощи водоводяных теплообменников [14,15].


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

На основании выполненной работы можно сделать следующие выводы:

1 Использование теплового насоса марки WSHP 34 для отопления лечебного корпуса возможно и выгодно. Для этого рекомендуется использовать в качестве рабочего вещества фреон R22.

2 Расчеты показали, что теплопроизводительность ТНУ полностью удовлетворяет требования потребителя.

3 При использовании теплового насоса на нужды отопления необходимо реконструировать существующую систему отопления.

4 Себестоимость тепловой энергии, вырабатываемой тепловым насосом, составляет 1328,859 тенге/Гкал, что в 3 раза меньше по сравнению с себестоимостью мазутного котла, которая составляет 3808 тенге/Гкал и в 4 раза меньше себестоимости электрического котла, которая составляет 5267,86 тенге/Гкал.

5 Срок окупаемости капитальных вложений по сравнению с электрокотлом составит 2 года, с мазутным котлом – 1 год.

6 Применение теплового насоса на нужды отопления позволит потребителю сэкономить свыше 1млн. тенге в год (в сравнении с электрокотлом – 1064847,2 тенге/год; с мазутным котлом – 1691841,87тенге/год).

7 Эксплуатация ТНУ не окажет вредного воздействия на воздушный бассейн санатория из-за отсутствия источников вредных выбросов.

8 Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала ТНУ предусмотрена техника безопасности при работе с электрооборудованием, рассчитано защитное заземление.

9 Использование геотермальных источников с температурой плюс 430С в качестве низкопотенциального источника теплоты выгодно, поскольку для отопления лечебного корпуса необходимо поднять температуру теплоносителя до 650С, ТНУ справится с этой задачей за минимальное время, с минимумом затрат на электроэнергию, что обеспечивает быстрый срок окупаемости – 1 год.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 СНиП II-3-79. Строительная теплотехника.-М.: Стройиздат, 1986.

2 СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика. -М.: Стройиздат, 1983.

3 Методические указания к выполнению курсового проекта "Отопление и вентиляция жилого и общественного здания". -Усть-Каменогорск, 1989.

4 СНиП 2.08.01-85. Жилые здания. -М.: Стройиздат, 1986.

5 Русланов Г.В. и др. Отопление и вентиляция жилых и гражданских зданий. Справочник / М.Я.Розкин,Э.М.Ямпольский . -Киев: Будивельник, 1983.

6 СНиП 2.04.05-91 Отопление, вентиляция и кондиционирование.

-М.: Стройиздат, 1992.

7 Справочник проектировщика. Внутренние санитарно-технические устройства. Часть первая. Отопление./под ред.И.Г.Староверова. -М.: Стройиздат, 1987.

8 Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий. -М.: Стройиздат, 1979.

9 В.В. Запасный Методические указания по курсовому проектированию. Расчет системы горячего водоснабжения.-У-К., 1997.

10 Шевелев А.Ф. и др. Расчет трубопроводов горячего водоснабжения. Водоснабжение и санитарная техника /А.Ф.Шевелев, А.К.Доронин, А.И.Попов.-М.: Стройиздат,1989.

11 Экономика строительства: Учебник для вузов/Ю.Б.Монфред,

Л.Д.Богуславский, Р.М.Меркин и др.; под ред. Ю.Б. Монфреда. -М.: Высшая школа,1987.

12 Маврицкий Б.Ф. Термальные воды складчатых и платформенных областей СССР. - М.: Наука, 1971.

13 Важнейшие изобретения года. Геотермальная энергетика. - М.: ВИНИТИ, 1978.

14 Локшин Б.А. Использование геотермальных вод для теплоснабжения. - М.: Стройиздат, 1974.

15 Натанов Х.Х. Подготовка геотермальных вод к использованию. - М.: Стройиздат,1980.

16 Дябло В.В., Еминова Л.Л. К Вопросу о комплексном использовании термальных вод. - М.: Энергетика, 1985, N 1

17 ГОСИНТИ. Обзоры по проблемам больших городов. N 16-77. Использование в инженерном оборудовании больших городов пластмассовых труб для транспортирования горячей воды и воздуха, 1977.

18 Справочник по наладке и эксплуатации водяных тепловых сетей / В.И.Манюк, Я.И.Каплинский, Э.Б.Хиж и др.;под ред. В.И.Манюка.-2-е изд., перераб. и дополн. - М.: Стройиздат, 1982.

19 Юренко В.В. Городское газовое хозяйство.- Справочное пособие. - М.: Недра, 1991.

20 Сборник по расчету выбросов вредных веществ в атмосферу различными производствами. – Алматы: КазЭКОЭКСП, 1994.

21 Методические указания по определению загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09 – 2004.

 
27.02.2018 13:41