задача, ГРП. Пояснювальна записка до дипломного проекта на здобуття освітньокваліфікаційного рівня Спеціаліст" за фахом 000008 Енергетичний менеджмент"
 Скачать 1.19 Mb.
|
 Рис. 1.1 – Упрощенный термодинамический цикл парокомпрессионного теплового насоса с процессами: 1-2 – сжатие паров рабочего тела (хладона) в компрессоре; 2-3 – охлаждение и конденсация паров хладона в конденсаторе; 3-4 – переохлаждение жидкого хладона в переохладителе; 4-5 – охлаждение жидкого хладона в регенеративном теплообменнике; 6-1 – кипение (испарение) хладона в испарителе; 1-1’ – подогрев паров хладона в регенеративном теплообменнике.  Рис. 1.2 – Принципиальная схема парокомпрессионного теплового насоса К – компрессор; КД – конденсатор; П – переохладитель; РТ – регенаритивный теплообменник; РУ – регулирующее устройство; И – испаритель; Тs1 и Тs2 – низкотемпературная вода; Tw1, Tw2 – нагреваемая вода На рис. 1.2 приведена принципиальная схема ПТН типа «вода-вода» с наименованиями основных элементов, а на рис. 1.2 изображен упрощенный термодинамический цикл ПТН в Т-Б диаграмме. Состояния рабочего тела после процессов, происходящих в основных элементах ПТН, обозначены соответствующими цифрами цикла. В отличие от парокомпрессорного домашнего холодильника и от любой другой парокомпрессорной холодильной машины, ПТН типа «вода-вода» имеет на один аппарат больше (остальные типы, за редким исключением, имеют те же самые основные аппараты, что и холодильные машины). Это переохладитель П жидкого хладона. ПТН работает следующим образом: в межтрубное пространство испарителя И подается низкотемпературная вода, где она охлаждается за счет кипения (испарения) в трубном пространстве испарителя И хладона (рабочего тела, которым являются низкокипящие фторхлор-содержащие углеводороды, т.н. фреоны). Пары хладона из испарителя И постоянно отсасываются компрессором К и, проходя регенеративный теплообменник РТ, подогреваются вследствие теплообмена с протекающим внутри труб теплообменника жидким хладоном. Компрессор К сжимает подогретые пары хладона до давления конденсации и направляет их в межтрубное пространство конденсатора КД. В трубное пространство конденсатора КД подается нагреваемая вода теплосети. На наружной поверхности труб в межтрубном пространстве КД пары хладона охлаждаются и конденсируются, превращаясь в жидкость, которая затем поступает в переохладитель П жидкого хладона, где охлаждается за счет теплообмена с обратной водой теплосети. Далее жидкий хладон проходит внутри труб регенеративного теплообменника РТ, охлаждаясь дополнительно за счет теплообмена с парами хладона, и дросселируется в регулирующем устройстве РУ, понижая свое давление и, соответственно, температуру до давления и температуры в испарителе И. Парожидкостная смесь, образующаяся вследствие дросселирования, кипит (испаряется) в испарителе, получая тепло через стенки труб с низкотемпературной водой. Образующиеся пары хладона отсасываются компрессором, цикл рабочего тела ПТН замыкается. Таким образом, рабочее тело (хладон), постоянно циркулирует в замкнутом контуре ПТН, претерпевая изменения агрегатного состояния в его аппаратах и перенося теплоту от возобновляемого низкотемпературного источника теплоты к потребителю теплоты среднего потенциала за счет затраты энергии высокого потенциала в компрессоре. Классификация ПТН Существуют самые разные варианты классификации тепловых насосов. ПТН по агрегатному состоянию возобновляемого низкотемпературного источника теплоты (НИТ) и нагреваемой среды подразделяются на типы «вода-вода», «воздух-вода», «воздух-воздух», «вода-воздух»; по типу используемого компрессорного оборудования - на спиральные, поршневые, винтовые и турбокомпрессорные; по виду приводного двигателя - на электроприводные, или с приводом от тепловых двигателей (двигателей внутреннего сгорания паровых, газовых или гидравлических турбин); по применяемому рабочему телу (хладону) - на низкотемпературные, среднетемпературные и высокотемпературные; по степени герметичности соединения с приводом - на герметичные, бессальниковые и сальниковые. По оперативным функциям ПТН можно разделить на четыре основные категории [1]: Тепловые насосы только для отопления, применяемые для обеспечения комфортной температуры в помещении. Существует обширное поле деятельности по замене котлов низкотемпературных отопительных систем на основе теплоизлучающих полов или стеновых панелей вентиляционно-конвекторными либо тепловентиляционными установками с ПТН. Существующий административно-жилой фонд, как правило, испытывает определенные проблемы с дымоотводами и дымоходами и проблемы пожарной безопасности в целом, поэтому тепловой насос, который в принципе не имеет таких проблем, представляется в этих случаях идеальным вариантом замены. Тепловые насосы отопительные и холодильные, применяемые для кондиционирования помещений в течение всего года. Наиболее распространенными являются реверсивные агрегаты класса «воздух-воздух». Тепловые насосы средней и большой мощности для сооружений сферы обслуживания используют гидравлические контуры для распределения тепла и холода и при этом могут обеспечивать оба рабочих режима одновременно. Интегрированные системы на основе тепловых насосов, обеспечивающие отопление помещений, охлаждение, приготовление воды горячего водоснабжения (ГВС) и иногда утилизацию отводимого воздуха. Тепловые насосы, предназначенные исключительно для ГВС. Зачастую в качестве источника тепла используют как наружный воздух, так и сбросной вентиляционный воздух. Теплоисточники на базе тепловых насосов бывают как моновалентные, так и бивалентные. Моновалентные теплоисточники полностью покрывают годовую потребность в отоплении и горячем водоснабжении, включая сезонные, «пиковые» тепловые нагрузки. Тепловые насосы в бивалентных теплоисточниках покрывают от 50 до 70% годовой потребности в тепловой энергии, но позволяют существенно сэкономить средства на создание теплоисточника и получить значительную экономию топлива или электроэнергии (по сравнению с электрокотельными). Пиковая тепловая нагрузка покрывается за счет дополнительных источников отопления, чаще всего электрических, угольных, газовых или жидкотопливных котлов. Энергетическая эффективность ПТН Как было отмечено выше, тепловой насос, как и холодильная машина, реализует обратный термодинамический цикл, перенося теплоту от менее нагретого тела к более нагретому за счет затраты первичной электрической или тепловой энергии в соответствии со вторым законом термодинамики. Отношение полученной потребителем тепловой энергии к затраченной (в тепловом эквиваленте) определяет эффективность работы ТН и носит название коэффициента преобразования:
где Qп + Qкд - теплота, полученная потребителем из переохладителя и конденсатора; Qк - мощность в тепловом эквиваленте, затраченная на привод компрессора. Величина коэффициента преобразования реального обратного цикла Ренкина, реализуемого в ПТН, в основном, зависит от температур холодного и горячего источников теплоты:
где φИД = ТК/(ТК- ТО) - коэффициент преобразования идеального цикла Карно, осуществляемого в диапазоне температур (по шкале Кельвина) конденсации ТК и кипения ТО рабочего тела цикла; μ = μ1 μ2 μ3 μ4 μ5 - коэффициент, учитывающий реальные процессы, осуществляемые рабочим телом в ПТН [2]. Практически для ТН типа «вода-вода» ТК = 273 + (tw2 + (5 - 10))°С, а ТO = 273 + (ts2- (2 - 4))°С. Здесь tw2, ts2, соответственно, температура горячего источника теплоты (нагреваемой воды) на выходе из конденсатора и температура холодного источника теплоты (охлаждаемой воды) на выходе из испарителя ПТН. Коэффициенты μ1 – μ5 [2] учитывают необратимые потери реального цикла соответственно: замену среднетермодинамической температуры отвода теплоты ТКср в цикле Ренкина на температуру конденсации рабочего тела ТК(р,1); потери в процессе дросселирования (f2); изменение значения коэффициента преобразования цикла, связанное с перегревом паров рабочего тела перед сжатием в компрессоре в регенеративном теплообменнике (i3); потери от необратимого сжатия в компрессоре (fi4) и дополнительные затраты мощности компрессора на преодоление сил трения на нагнетательной и всасывающей сторонах компрессора (f 5). Практические значения f в диапазоне реальных температур конденсации (50-70°С) и температур кипения (0-20°С) рабочего тела составляют 0,55-0,70, при этом более низкие значения соответствуют крупным ПТН. Например, в ПТН тепловой мощностью 1 МВт при температуре низкотемпературного источника теплоты (НИТ) 7°С и температуре нагретой воды среднетем-пературного потребителя теплоты (СПТ) 60°С коэффициент преобразования q> составляет 3,0. Это значит, что из трех единиц полученной СПТ тепловой энергии одна единица – за счет энергии привода ПТН, а две единицы – за счет теплоты НИТ. Относительные затраты энергии показаны на рис. 1.3. При повышении температуры НИТ и понижении температуры СПТ, т.е. при сокращении разности температур НИТ и СПТ (что соответствует снижению разности температур ТК – ТО), коэффициент преобразования повышается, при увеличении разности температур коэффициент, соответственно, снижается. Реально достигаемые на практике разности температур – от 70°С до 30°С, при этом коэффициент преобразования изменяется от 2,0 до 5,0 соответственно.  Рис. 1.3 – Затраты энергии в тепловом насосе на единицу произведённого тепла Экономическая эффективность ПТН Сокращение расходов на отопление и горячее водоснабжение, снижение зависимости от поставок (импорта) органического топлива во многих регионах, не имеющих собственных месторождений и источников топлива, являются весьма актуальными задачами. По сравнению с автономными котельными, работающими на органическом топливе, применение ПТН может быть оправдано в случае, если стоимость сэкономленного топлива (энергии) в течение 2–4 лет превышает либо равна увеличению неэнергетической части произведенных годовых затрат (капитальных затрат, затрат на обслуживание и ремонт), которые, как правило, выше при применении ПТН как более дорогих. Экономия топлива при сопоставлении тепло снабжения с помощью ПТН и котельных определяется:
где GК – расход топлива в котельной в тоннах условного топлива (т.у.т, низшая теплотворная способность одной т.у.т, QН = 7,0 Гкал); КК, КТН – коэффициенты использования первичной энергии в котельной и тепловом насосе. Для котельной:
где ηк – коэффициент полезного действия котла. Для теплового насоса:
где ϕ – коэффициент преобразования; ηЭЭ – коэффициент полезного действия производства электроэнергии в случае использования ТН с электроприводом; ηТД – коэффициент полезного действия в случае использования теплового двигателя (двигатель внутреннего сгорания, паровая или газовая турбина). Рассмотрим два альтернативных автономных теплоисточника: котельную, потребляющую для выработки тепловой энергии 1000 т.у.т. угольного топлива за отопительный сезон, что при теплотворной способности угля Qу = 5,0 Гкал/т составляет 1400 тонн натурального угля за отопительный сезон (при коэффициенте полезного действия угольных котлов ηк = 60%, полезная выработка теплоты в угольной котельной составляет 4200 Гкал в год) и тепло насосную станцию с ПТН типа «вода - вода», также вырабатывающую за отопительный сезон 4200 Гкал тепловой энергии. Для региона Среднего Поволжья продолжительность отопительного сезона составляет 5200 ч, т.е. среднечасовая тепловая нагрузка системы теплоснабжения (включая потери в системе) составляет 4200/5200 = 0,8 Гкал/ч. Следовательно, в угольной котельной должны быть установлены два котла теплопроизводительностью по 0,8 Гкал/ч (один из них – т.н. «горячий» резерв). Альтернативный теплонасосный теплоисточник также состоит из двух агрегатов тепловой мощностью по 928 кВт (0,8 Гкал/ч) и при работе на НИТ с температурой 7°С (грунтовая вода из скважин) и температуре нагретой воды теплосети 60°С имеет коэффициент преобразования ϕ = 3,0. Экономия топлива ΔG = Gк (1 – ηк / ϕ х ηээ) = 1000 (1 – 0,6/3,0 х 0,33) = 394 т.у.т., или 551,6 тонн натурального угля за отопительный период. При стоимости натурального угля с транспортными, погрузочно - разгрузочными расходами на месте потребления 1300 руб./т, экономия в денежном выражении составит 717,1 тыс. грн. [3]. Капитальные затраты на приобретение, монтаж, технологическую обвязку и пусконаладку котельного оборудования, в соответствии с проектно сметной документацией составляют 2 800 тыс. грн. (без стоимости зданий и сооружений, которую принимаем равной в обоих вариантах). Капитальные расходы на приобретение, монтаж, технологическую обвязку и пуско наладку теплонасосного оборудования, бурение скважин, подачу и отвод НИТ составляют 5 000 тыс. грн. Срок окупаемости дополнительных капитальных затрат теплонасосного оборудования варианта составляет: Т = (5000 – 2800) / 717,1 = 3 года При одинаковых затратах на ремонт, амортизацию оборудования (с учетом того, что срок службы ПТН больше срока службы угольных котлов) разница в эксплуатационных расходах в котельной и теплонасосном теплоисточнике определяется разностью стоимостей израсходованных за отопительный сезон угля в котельной и электроэнергии в теплонасосной системе. Стоимость израсходованного угля составляет: Су = 1300∙Gк = 1300∙1400 = 1820 тыс. грн. При средневзвешенной стоимости (с учетом льготного ночного тарифа) одного кВт·ч электроэнергии 0,63 грн. [3], стоимость израсходованной на электропривод тепловых насосов электроэнергии равна: Сээ = 0,63 1,163 4200/3 = 1025,766 тыс. грн. Расход электроэнергии на электропривод погружных насосов НИТ из скважин составляет 10% от израсходованной на электропривод тепловых насосов [3], т.е. величину 1,163 4200/3 = 162,8 МВт·ч, а стоимость дополнительного расхода электроэнергии: Сдэ = 0,63 162800 = 102,6 тыс. грн. Экономия эксплуатационных расходов в теплонасосном варианте составляет: ΔС = Су – Сээ – Сдэ = (1820 – 1025,766 – 102,6) х 1000 = 691,634 тыс. грн., т.е. примерно соответствует величине экономии, полученной из расчета экономии угля (717,1 тыс. грн.). Отношение стоимости 1 кВт · ч энергии электрической к стоимости 1 кВт·ч энергии топлива в данном регионе позволяет прогнозировать экономическую целесообразность использования тепловых насосов для теплоснабжения при наличии в достаточном количестве НИТ. В рассмотренном выше примере это отношение составляет Цээ / Цт = 2,81. Как показывает зарубежный и отечественный опыт, приемлемый срок окупаемости капитальных вложений в использование теплонасосной техники в 2–4 года достигается при отношении Цээ / Цт < 3,0. Например, в Швеции и Германии это отношение равно 1,3 и 2,2 соответственно [4]. В России из-за низких цен на органическое топливо это отношение составляет для электроэнергии (при электроотоплении) 1,0; для твердого и жидкого топлива – 2,5–5,0; а для природного газа – 6,0–8,0. Если известны цены на электрическую энергию, топливо, а также низшая теплотворная способность топлива, легко рассчитать величину Цээ / Цт для любого региона и вида топлива, распространенного в данном регионе и предварительно оценить экономическую целесообразность внедрения ПТН. Наиболее выгодна замена электроотопления теплонасосным; здесь срок окупаемости затрат – 1–2 года. Расход топлива в энергосистеме на производство электроэнергии для ПТН более чем на 60–70% перекрывается экономией топлива на теплоснабжение в этой же энергосистеме. Это является серьезным аргументом при формировании региональных тарифов на электроэнергию для ПТН. Пусть ПТН вырабатывает Q Гкал теплоты и потребляет для этого Э МВт·ч электроэнергии. Удельный расход топлива на получение электроэнергии (ВЭ) с учетом потерь в ЛЭП в размере 10% составляет 341 кг у.т. / МВт·ч. Удельный расход топлива на производство теплоты (ВQ) в энергосистеме с учетом потерь в теплопроводах в размере 15% составляет около 200 кг у.т. / Гкал. Примем коэффициент преобразования ПТН при утилизации низкопотенциальной сбросной теплоты ϕ = Q / 0,86 ∙ Э = 3,3, тогда экономия первичного топлива от применения ПТН, по сравнению с альтернативным получением теплоты от теплоисточника энергосистемы, составит: ΔВтн = (ВQ ϕ 0,86 – Вэ) х Э = (200 ∙ 3,3 0,86 – 341) Э = 226,6 Э кг.у.т. Удельная экономия топлива в расчете на 1 МВт·ч потребленной электроэнергии определяется как Δbтн = ΔВтн / Э = 226,6 кг.у.т. Таким образом, расход топлива в производстве электроэнергии для ПТН более чем на 66% (226,6/341 х 100%) перекрывается экономией топлива на теплоснабжение в этой же энергосистеме [5]. Экологическая эффективность ПТН Экологическая эффективность ПТН по сравнению с традиционными теплоисточниками, работающими на органическом топливе, определяется энергетической эффективностью, т.е. экономией первичных видов топлива, благодаря тепловым насосам, при одинаковой выработке тепловой энергии одинакового потенциала, удовлетворяющего потребителя. Сравнительная экологическая эффективность ПТН по сравнению с котельными на твердом, жидком, газообразном топливе, а также с электрокотельными, потребляющими электрический ток, выработанный на ТЭЦ, приведена в табл. 1. Как видно из табл.1.1, парокомпрессионные тепловые насосы с коэффициентом преобразования ϕ = 3,0, что соответствует температуре НИТ, равной +8°С, (при использовании для выработки электроэнергии на ТЭЦ первичных видов топлива: угля, мазута топочного, природного газа), по сравнению с котельными на соответствующих видах топлива имеют: почти в два раза меньше выбросов окислов азота, серы, окиси и двуокиси углерода при работе на угле; более чем в полтора раза меньше при работе на мазуте; на 30% меньше при работе на природном газе. По сравнению с электрокотельной, получающей электроэнергию от ТЭЦ, тепловой насос с электроприводом, питающимся от той же ТЭЦ, имеет выбросы в 3 раза ниже. При коэффициенте преобразования р = 6,0 «приведенные» выбросы вредных газообразных и твердых продуктов сжигания первичного топлива в тепловых насосах сокращаются еще в 2 раза по сравнению с ПТН, имеющим р = 3,0. В теплоисточниках с тепловыми насосами и в теплоисточниках с электрокотельными выбросы производятся на удаленных ТЭЦ, которые вырабатывают для них электроэнергию, в отличие от котельных, в которых загрязнение окружающей среды происходит в районе их размещения, в непосредственной близости от потребителей тепловой энергии. Таблица 1.1 - Сравнительная таблица экологической эффективности тепловых насосов по сравнению с традиционными котельными, работающими на органическом топливе. (Расчеты выполнены для котельных потребителя тепловой мощностью 1,163 МВт (1,0 Гкал/ч), с годовой выработкой тепловой энергии 2616 Гкал; расход топлива на ТЭЦ – 0,3 кг условного топлива на 1кВт·ч; тепловая способность: угля – 19,5 МДж/кг, мазута – 39,0 МДж/кг, природного газа – 33,24 МДж/нм3).  Следует иметь в виду, что системы очистки продуктов сжигания топлива на ТЭЦ более совершенны и подлежат обязательной установке, чего нельзя сказать о малых и средних котельных, в которых они практически отсутствуют. На рис. 1.3 показано относительное снижение выбросов «парникового» углекислого газа в ПТН, получающих электроэнергию от конденсационной электростанции (КЭС), с различными коэффициентами сезонной производительности SEER (отношение общей тепловой энергии в кВт∙час, выработанной за сезон, к общей израсходованной за этот сезон электроэнергии в ПТН, т.е. средний за сезон (рср) по сравнению с газовыми котлами одинаковой тепловой мощности, при их различных КПД [1]. Современные ПТН типа «воздух-воздух» обеспечивают SEER = 3,0. Тепловые насосы типа «вода-вода» и «грунт-вода» работают более эффективно и у них SEER = 4,0. Для примера: ПТН, имеющий SEER = 2,75, выбрасывает в атмосферу CO2 на 35% меньше, чем газовый котел с КПД = 90% при одинаковой сезонной производительности.  Рис. 1.3 – Сравнение электроприводных ПТН с газ. котлами по выбросам СО2 Источники возобновляемой низкопотенциальной теплоты Тепловые, энергетические и экономические характеристики тепловых насосов существенно зависят от характеристик НИТ, откуда ТН «черпают» тепло. Идеальный источник тепла должен поддерживать стабильно высокую температуру в течение отопительного сезона, быть изобильным и возобновляемым, не быть коррозионноактивным и загрязняющим, иметь благоприятные тепло-физические характеристики и низкие эксплуатационные расходы. В большинстве случаев НИТ является ключевым фактором, определяющим эксплуатационные характеристики ПТН. В табл. 1.2 приведены температурные показатели, типичные для наиболее распространенных источников тепла. Наружный и отводимый из помещений воздух, почва (грунт) и подпочвенная вода представляют собой источники тепла, широко используемые в небольших системах на базе тепловых насосов, тогда как морская, озерная и речная вода, геотермальные источники и грунтовые воды, залегающие на глубине ниже 20 м, применяются для систем большой мощности. Таблица 1.2 - Температурный уровень, характерный для основных источников тепла, используемых в системах на основе тепловых насосов в режиме отопления.
Воздух Наружный воздух, будучи совершенно бесплатным и общедоступным, является наиболее предпочтительным источником тепла. Однако тепловые насосы, использующие воздух в качестве НИТ, имеют фактор сезонной нагрузки (БРР) в среднем ниже на 10-30% по сравнению с тепловыми насосами «вода-вода». Это объясняется следующими обстоятельствами: быстрым снижением мощности и производительности с падением наружной температуры; относительно большой разностью температур конденсации и испарения в период минимальных зимних температур, что в целом снижает эффективность процесса; энергозатратами на размораживание обдуваемого воздухом испарителя и работу соответствующих вентиляторов. В условиях теплого и влажного климата на поверхности испарителя в диапазоне от 0°С до -6°С образуется иней, что ведет к снижению мощности и производительности ПТН. Иней уменьшает площадь свободной поверхности и препятствует прохождению воздуха. Ухудшается теплопередача, и, как следствие, снижается температура испарения хладона, что в свою очередь, способствует нарастанию инея и дальнейшему снижению производительности вплоть до полной остановки агрегата вследствие срабатывания датчика низкого давления, если прежде не устранить обледенение. Размораживание испарителя осуществляется реверсированием охлаждающего цикла или иными, менее эффективными способами. С увеличением частоты размораживания растет энергопотребление, снижается коэффициент преобразования р. Применение специальной системы контроля, обеспечивающей размораживание по требованию (то есть когда оно фактически необходимо), а не периодическое, может существенно повысить общую эффективность, ПТН. Еще один источник тепла в жилых и торгово-административных сооружениях - отводимый вентиляционный воздух. Тепловой насос регенерирует тепло из отводимого воздуха и обеспечивает приготовление горячей воды или теплого воздуха для отопления помещений. В этом случае, однако, требуется постоянное вентилирование в течение всего отопительного сезона или даже целого года, если предусмотрено кондиционирование помещений в летний период. Существуют аппараты, в которых конструктивно изначально заложена возможность использования теплоты и отводимого вентиляционного и наружного воздуха. В некоторых случаях тепловые насосы, использующие теплоту отводимого воздуха, применяются в комбинации с рекуператорами тепла «воздух-воздух». Вода Тепловые насосы «вода-вода» используют тепло подпочвенных (грунтовых) вод, открытых водоемов или технологической охлаждающей воды. Грунтовые воды есть во многих местах, они имеют достаточно стабильную температуру в диапазоне от 7 до 12°С в течение всего года.  Рис. 1.4 – Система отопления с ПТН типа «вода - вода»: А – приемная скважина, В – подающая скважина, С – тепловой насос, D – напольное отопление, Е – направление потока грунтовых вод. На рис.1.4 показана система с ПТН «вода-вода» для напольного отопления индивидуального дома. По сравнению с другими НИТ, вода обеспечивает наименьшую разность температур (Тк-То) и, соответственно, наиболее высокий коэффициент преобразования ц>. Для ее использования применяются главным образом искусственно создаваемые колодцы и грунтовые скважины: водозаборные и водоприемные (т.н. нагнетательные). В водозаборных колодцах и скважинах размещаются одно - либо многоступенчатые водяные насосы, подающие воду в испарители ПТН. Охлажденная вода из испарителей возвращается через водоприемные колодцы и скважины снова под землю. Забор и возврат воды должны осуществляться в направлении подземного движения грунтовых вод с целью исключения «байпасирования» потока. Между водозаборными и нагнетательными устройствами должно соблюдаться определенное расстояние, чтобы исключить понижение температуры воды, подаваемой в ПТН. Для небольших объемов подаваемой воды (одно- и двухквартирные жилые дома) расстояние между подающим и приемным колодцами должно быть не менее 5 м. Водоприемный колодец должен выполняться таким образом, чтобы точка выхода воды находилась ниже уровня грунтовых вод. Грунтовая вода, в зависимости от конструкции системы, начальной температуры воды, охлаждается в испарителе ПТН максимально на 5°С. Для крупных ПТН необходимый расход грунтовых вод значительно выше, поэтому глубина и диаметр скважин больше. Количество водо-подающих и водоприемных скважин может быть от одной до десятков. С целью исключения взаимного влияния, расстояние между водозаборными и нагнетательными скважинами должно быть не менее 50-80 м, а расстояние между однотипными скважинами - не менее 30-50 м. Рекомендуется выполнять скважины реверсивными, т.е. с возможностью превращения водозаборной скважины в нагнетательную через каждый год эксплуатации для очистки фильтров, установленных перед глубинными насосами, обратным током воды. Подвод и отвод грунтовой воды к тепловому насосу должны быть защищены от замерзания и прокладываться с уклоном к скважине или к колодцу. Большим недостатком тепловых насосов, работающих на грунтовых водах, является высокая стоимость работ по обустройству скважин или колодцев, подводу и отводу НИТ. Кроме того, в зависимости от качества грунтовой воды, требуется принять меры по защите системы обеспечения НИТ от коррозии и отложений, особенно от окислов железа, ила. Необходимо учесть требования, порой весьма жесткие, местных администраций в вопросах организации сточных вод. Речная и озерная вода с теоретической точки зрения представляется весьма привлекательным источником тепла, но имеет один существенный недостаток - чрезвычайно низкую температуру в зимний период (она может опускаться до уровня чуть выше или практически вплотную к 0°C). По этой причине требуется особое внимание при проектировании системы в целях предотвращения замораживания испарителя. Морская вода представляется в некоторых случаях отличным источником тепла и используется главным образом в средних и крупных системах. На глубине от 25 до 50 м морская вода имеет постоянную температуру в диапазоне от 5 до 8°C, и, как правило, проблем с образованием льда не возникает, поскольку точка замерзания здесь от -10 до -2°C . Есть возможность использовать как системы прямого расширения, так и системы с рассолом. В табл.1.3 приведены практические значения ϕ (в зарубежной литературе COP): Таблица 1.3 – Практические значения ϕ
Важно только использовать теплообменники и насосные агрегаты, стойкие к воздействию коррозии, и предотвращать накопление отложений органического характера в водозаборном трубопроводе, теплообменниках, испарителях и пр. Примерами возможных источников тепла водных сред можно считать канализационные очищенные и неочищенные сточные воды, промышленные водостоки, воды оборотных систем охлаждения промышленных предприятий, конденсаторов водяного пара, применяемых при производстве электроэнергии. В последнее время в США и странах Европы в крупных сооружениях, имеющих множество помещений, таких как административные здания, жилые дома, гостиницы, торговые центры, начали применяться замкнутые (кольцевые) водяные системы, содержащие несколько автономных реверсивных (тепло-холод) тепло-насосных установок типа «вода-воздух», соединенных в единый гидравлический контур двумя трубопроводами - прямым и обратным. В состав системы входят также «пиковый» котел (теплогенератор) и градирня. В США в новом строительстве их использование составляет уже 60%, в реконструируемом - 40%. В Европе такие системы только появились. Принципиальная схема системы замкнутого водяного контура приведена на рис. 1.5 [1]. В замкнутом контуре циркулирует теплая вода, ее температура в течение всего года поддерживается на уровне от 18 до 32°С. Вода питает кондиционеры. Замкнутый водяной контур работает и как источник тепла, из которого потребляют энергию системные агрегаты, находящиеся в режиме теплового насоса, и как источник холода, куда агрегаты в режиме охлаждения «сбрасывают» тепло. Если число агрегатов, находящихся в режиме отопления, равно числу агрегатов, работающих на охлаждение, система самоуравновешивается, для нее не требуется энергия извне и отпадает необходимость перерабатывать тепло. Во всех остальных случаях системе может требоваться либо дополнительное тепло, либо отвод излишнего тепла наружу. На практике, в зимний период, когда температура воды стремится опуститься ниже 21°С, включается «пиковый» котел дополнительного обогрева, а летом, когда температура превышает 29°С, в работу включается охлаждающая градирня.  Рис.1.5 - Принципиальная схема системы замкнутого водяного контура с кондиционерами на основе тепловых насосо1 - котел; 2 - градирня; 3 - насосы водяные; 4- тепловые насосы класса «вода-воздух». Рабочие тела (хладоны) ПТН Рабочие тела условно, в зависимости от классификации холодильных машин и тепловых насосов, подразделяются на три группы: низкого давления, или высококипящие (температура кипения ts× выше -10°С) применяются в высокотемпературных ПТН; среднего давления (ts× от-10 до -60°С) применяются в среднетемпературных ПТН; высокого давления, или низкокипящие (ts× ниже -60°С) применяются в низкотемпературных ПТН. × при нормальном атмосферном давлении В тепловых насосах, как и в холодильных машинах (ХМ), давление кипения зависит от температуры НИТ (хладоносителя в ХМ), а давление конденсации - от температуры нагреваемого теплоносителя (охлаждающей среды в ХМ). В высокотемпературных ПТН температура конденсации (Хк) равна или ниже 100°С. В них используются малоозоноопасные, разрешенные к применению Монреальским протоколом по веществам, разрушающим озоновый слой Земли, хладоны Р142ь, Р124, Р236, а также Р744 или С02 - углекислый газ. Р744 по давлению относится к рабочим телам высокого давления, а по температуре конденсации - к высокотемпературным ПТН. В среднетемпературных ПТН с температурой tк = 80°С и ниже используются хладоны: Р134а, Р152а, смеси хладонов Р22 и Р142ь, а в низкотемпературных - хладоны Р22, Р407с с температурой конденсации ниже 55°С. В зарубежных ПТН в основном используются хладоны: в среднетемпературных - Р134а, в низкотемпературных - Р22 и Р407с. Высокотемпературные ПТН, в связи с отсутствием необходимости нагрева теплоносителей для отопления и ГВС свыше 60°С, не применяются. 1.3.2 Абсорбционные тепловые насосы (АТН) Описание и принцип действия АТН В последние годы за рубежом и в России производятся тепловые насосы нового поколения, в основе которых лежит использование в качестве рабочего тела пары веществ: раствор абсорбента – хладон. В основе разработок АТН лежат созданные в 50-е годы прошлого столетия абсорбционные водоаммиачные и солевые холодильные машины, в которых рабочими парами веществ соответственно являются: вода-аммиак и водные растворы солей бромистого или хлористого лития. В основном применяют пару веществ: раствор бромистого лития (H2O/LiBr) – вода (H2O). АТН относятся к более широкому классу абсорбционных преобразователей теплоты (АПТ) [22, 23], включающему в себя еще абсорбционные холодильные машины (АХМ) и АПТ для одновременного нагрева и охлаждения воды. Все типы АПТ объединяет то, что процессы переноса теплоты в них совершаются с помощью совмещенных прямого и обратного термодинамических циклов, в отличие от парокомпрессионных тепловых насосов и холодильных машин, в которых рабочее тело (хладон) совершает только обратный термодинамический цикл. Ниже рассмотрены только АТН и АПТ для одновременного нагрева и охлаждения воды. В связи с высокими давлениями конденсации хладона – аммиака – и низкой энергетической эффективностью водоаммиачные тепловые насосы не получили распространения. Наибольшее применение находят теплоиспользующие абсорбционные бромистолитиевые тепловые насосы (АБТН), имеющие наилучшие характеристики из АТН и использующие так называемые абсорбционные понижающие термотрансформаторы, позволяющие получить из теплоты высокого потенциала и, как правило, сбросной теплоты низкого потенциала, непригодной для прямого использования, теплоту среднего потенциала для конкретного потребителя. Имеется еще один вид АПТ – абсорбционные бромистолитиевые повышающие термотрансформаторы (АБПТ), позволяющие в холодный период года, при наличии дешевых греющих источников теплоты с температурой 40–60°С и охлаждающей среды (вода с температурой 15–20°С, воздух с температурой не выше 10°С), обеспечить температуру нагреваемой воды на 15–30°С выше температуры греющего источника теплоты на входе в АПТ. При этом количество получаемой теплоты составляет около 50%от затраченной теплоты греющего источника. Такие АБПТ могут найти применение на энергоемких металлургических и химических производствах, имеющих большие объемы сбросной низкопотенциальной теплоты, а также в регионах с геотермальными источниками тепла. В связи со спецификой использования, отсутствием маркетинговых исследований по их применению, АБПТ пока остаются невостребованным энергосберегающим оборудованием. Далее будут рассмотрены понижающие абсорбционные бромистолитиевые термотрансформаторы, названные АБТН и получающие все более широкое распространение. Отсутствие в АБТН компрессорного оборудования, фторхлорсодержащих веществ расширяет границы их применения и диапазон производимых мощностей. АБТН используются для нагрева воды систем теплоснабжения, для нагрева и охлаждения технологических сред в промышленности, энергетике, сельском хозяйстве и т.д. Это блочные компактные агрегаты высокой заводской готовности, полностью укомплектованные необходимым оборудованием, арматурой, КИПиА. По виду используемой высокопотенциальной тепловой энергии АБТН подразделяются на машины: с паровым обогревом генератора; с водяным обогревом генератора; с генератором на жидком или газообразном топливе. По числу ступеней регенерации раствора бромистого лития на: одноступенчатые; двухступенчатые.  Рис. 1.6 - Принципиальная схема одноступенчатого АБТН на паре На рис. 1.6, 1.7 показаны принципиальные схемы, соответственно, одноступенчатого АБТН с паровым обогревом генератора и двухступенчатого АБТН с генератором на газовом топливе. АБТН работают следующим образом. В трубное пространство испарителя подается низкотемпературная вода, где она охлаждается за счет кипения (испарения) в вакууме рабочего тела (воды), стекающего в виде пленки по наружной поверхности труб в межтрубном пространстве. Образовавшийся при этом пар абсорбируется (поглощается) водным раствором бромистого лития, стекающего в виде пленки по наружной стенке труб в межтрубном пространстве абсорбера. При этом раствор бромистого лития нагревается и для сохранения его абсорбирующей способности теплота, выделившаяся в результате абсорбции отводится водой, протекающей внутри труб абсорбера. Таким образом, происходит перенос теплоты с низкотемпературного уровня в испарителе на более высокий в абсорбере. Поглощая водяной пар, раствор бромистого лития разбавляется, становится слабым – концентрация его снижается. Для регенерации (восстановления концентрации) слабый раствор через регенеративный теплообменник (рис. 1.6) или теплообменники (рис. 1.7) подается в генератор (рис. 1.6) или генератор I ступени (рис. 1.7), где упаривается (концентрируется) за счет тепла греющего источника – либо водяного пара (рис. 1.6), либо сжигания жидкого или газообразного топлива (рис.1.7). В одно ступенчатом АБТН (рис. 1.6) крепкий раствор через регенеративный теплообменник подается в абсорбер. Выпаренный водяной пар из генератора направляется в межтрубное пространство конденсатора, где конденсируется на наружной поверхности теплообменных труб. Конденсат водяного пара через гидрозатвор поступает в испаритель. Нагреваемая вода подается последовательно в абсорбер и конденсатор, где нагревается до необходимой температуры и направляется потребителю. В двухступенчатом АБТН (рис. 1.7) частично укрепленный раствор из генератора I ступени через регенеративный теплообменник направляется в генератор II ступени, где происходит дальнейшее укрепление (выпаривание) раствора за счет теплоты конденсации в трубах водяного пара, поступающего из межтрубного пространства генератора I. Таким образом, генератор II одновременно является конденсатором водяного пара, выпаренного в генераторе I, и теплота конденсации полезно используется для укрепления раствора, что позволяет снизить потребление топлива или тепловой энергии в двухступенчатой машине по сравнению с одноступенчатой. Крепкий раствор из межтрубной части генератора II через регенеративный теплообменник направляется в абсорбер, в то время как образующийся конденсат из трубного пространства поступает в поддон конденсатора. Выпар раствора (водяной пар) из генератора II конденсируется на наружной поверхности труб конденсатора. Весь конденсат из конденсатора подается в испаритель. Нагреваемая вода, так же, как в одноступенчатом АБТН, последовательно проходит абсорбер и конденсатор и направляется потребителю. Продукты сжигания топлива удаляются в атмосферу через дымовую трубу.  Рис. 1.7 – Принципиальная схема двухступенчатого АБТН на газе Энергетическая эффективность АБТН Энергетическая эффективность АБТН характеризуется коэффициентом трансформации тепла – отношением произведенной теплоты к затраченной высокотемпературной теплоте:
где QП – количество произведенной теплоты; QГ – количество высокопотенциальной теплоты, подведенной (затраченной) в генераторе; QА – количество среднепотенциальной теплоты, отведенной в абсорбере; QК – количество среднепотенциальной теплоты, отведенной в конденсаторе; QО – количество низкопотенциальной теплоты, подведенной к испарителю. Коэффициент трансформации тепла АБТН с одноступенчатой регенерацией раствора составляет 1,65–1,75. Отсюда удельный расход топлива на выработку тепла в АБТН составит:
где η – КПД котельной или топки машины η = 0,67 – 0,76,(реальный η = 0,8 – 0,85). У АБТН с двухступенчатой регенерацией раствора коэффициент трансформации равен 2,05–2,15, а удельный расход топлива на выработку тепла составляет 0,55–0,57.  Рис. 1.8 - Тепловые балансы: а) АБТН на газоооразном (жидком) топливе; б) АБТН на греющем паре; в) АБТН с двухступенчатой регенерацией раствора на газообразном (жидком) топливе; г) АБТН с двухступенчатой регенерацией раствора на греющем паре; д) котельная на газообразном (жидком) топливе. На рис. 1.8 показаны тепловые балансы различных типов АБТН. Из вышеприведенных расчетов, а также тепловых балансов видно, что удельный расход топлива на выработку тепла в АБТН на 40–60% ниже, чем в котельных. Известно, что при производстве тепловой энергии в котельных, сжигающих органическое топливо, существенную часть (50–70%) в себестоимости составляют затраты на него. Поэтому при примерно равных остальных удельных расходах себестоимость тепловой энергии, полученной в АБТН, ниже, чем в котельной на органическом топливе. 2 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ 2.1 Краткая характеристика корпуса университета Полное название - Национальный аэрокосмический университет им. М.Є. Жуковского "Харьковский авиационный институт" Почтовый адрес-61070, г.Харьков, ул. Чкалова д. 17. Руководитель - Ректор Кривцов В. С. Год основания – 1930. Национальный аэрокосмический университет "Харьковский авиационный институт" является ведущим учебным заведением в системе государственного образования Украины, выпускающим специалистов данного профиля. Университет занимает отдельную территорию города в лесопарковой зоне площадью около 25 га, на которой расположено 8 учебных корпусов, 2 научно-исследовательских института, научные лаборатории, библиотека с фондом 920000 томов, студенческий городок, спорткомплекс, профилакторий, столовые. Корпус факультета ракетно-космической техники: Общий контингент студентов, обучающихся на дневном отделении – 1020 человек. В 1999 году ректоратом ХАИ была проведена реорганизация факультета и его кафедр. На сегодняшний день в состав факультета входят восемь кафедр: - кафедра ракетных двигателей - кафедра энергоустановок и двигателей космических летательных аппаратов; - кафедра конструкций летательных аппаратов; - кафедра специальных технологий; - кафедра высшей математики; - кафедра графического и компьютерного моделирования; - кафедра авиационного материаловедения; - кафедра новой техники. Все лабораторные помещения оборудуются приточно-вытяжной принудительной вентиляцией для удаления избыточных тепловыделений. Число смен – одна. Предельный фонд времени использования учебных помещений составляет 36 часов. [15] Лекционные занятия проводятся потоками в поточных аудиториях. Практические и лабораторные занятия проходят в групповых аудиториях, учебных кабинетах и лабораториях. Площади помещений запроектированы в соответствии с утвержденным заданием, планировкой оборудования и нормативами. Учебно-лабораторный корпус представляет собой четырехэтажное здание общей площадью 7690 м2. Система отопления учебно-лабораторного корпуса – однотрубная с нижней разводкой с естественной циркуляцией. |