Разработка технологической схемы теплонасосной установки для котельной 2-го микрорайона АО "СаранскТеплоТранс"

Кузнецов Павел Николаевич

Разработка технологической схемы теплонасосной установки для котельной 2-го микрорайона АО "СаранскТеплоТранс"

Теплонасосная установка, Фреон, Уходящие газы

Энергетика

Дипломы

Вуз: Мордовский государственный университет имени Н.П. Огарева

ID: 6065df60e010f800016c9421

UUID: 84e65980-7528-0139-ab1d-0242ac18000a

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 8

Кузнецов Павел Николаевич

Источник: федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Мордовский государственный университет им. Н. П. Огарёва"

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 17,9 МБ

Поделиться работой

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 6 1 Анализ показателей работы системы теплоснабжения 8 1.1 Общие сведения 8 1.2 Определение договорных нагрузок 17 1.3 Баланс собственных нужд котельной 2-го микрорайона 24 1.4 Баланс фактического объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам и за год 44 2 Технологическая часть 46 2.1 Особенности работы теплового насоса 46 2.2 компоновка теплового насоса 47 3 Конструктивная часть 52 3.1 Расчет и построение цикла работы теплового насоса 52 3.2 Тепловой расчет и выбор компрессора 55 3.3 Расчет поверхности конденсатора 59 3.4 Теоретический расчет коэффициента теплопередачи 62 3.5 Тепловой расчет испарителя 68 4 Экономическая часть 74 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 77 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 78 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 Д

ВВЕДЕНИЕ Тепловой насос - устройство для переноса тепловой энергии от источника низкопотенциальной тепловой энергии (с низкой температурой) к потребителю (теплоносителю) с более высокой температурой.[4] Термодинамический тепловой насос аналогичен холодильной машине. Однако если в холодильной машине основной целью является производство холода путём отбора теплоты из какого либо объёма испарителем, а конденсатор осуществляет сброс теплоты в окружающую среду, то в тепловом насосе картина обратная.[30] Конденсатор является теплообменным аппаратом, выделяющим теплоту для потребителя, а испаритель - теплообменным аппаратом, утилизирующим низкопотенциальную теплоту: вторичные энергетические ресурсы и (или) нетрадиционные возобновляемые источники энергии.[10] Основу эксплуатируемого сегодня в мире парка теплонасосного оборудования составляют парокомпрессионные тепловые насосы, но применяются также и абсорбционные, электрохимические и термоэлектрические.[6] В процессе работы компрессор потребляет электроэнергию. Соотношение вырабатываемой тепловой энергии и потребляемой электрической называется коэффициентом трансформации (или коэффициентом преобразования теплоты) и служит показателем эффективности теплового насоса. Эта величина зависит от разности уровня температур в испарителе и конденсаторе: чем больше разность, тем меньше эта величина.[8] К преимуществам тепловых насосов в первую очередь следует отнести экономичность: для передачи в систему отопления 1 кВт·ч тепловой энергии установке необходимо затратить всего 0,2-0,35 кВт·ч электроэнергии. Так как преобразование тепловой энергии в электрическую на крупных электростанциях происходит с кпд до 50 %, эффективность использования топлива при применении тепловых насосов повышается.[14] Упрощаются требования к системам вентиляции помещений и повышается уровень пожарной безопасности. Все системы функционируют с использованием замкнутых контуров и БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 6 Д

практически не требуют эксплуатационных затрат, кроме стоимости электроэнергии, необходимой для работы оборудования.[21] Еще одним преимуществом тепловых насосов является возможность переключения с режима отопления зимой на режим кондиционирования летом: просто вместо радиаторов к внешнему коллектору подключаются фэн-койлы или системы "холодный потолок".[3] Тепловой насос надежен, его работой управляет автоматика. В процессе эксплуатации система не нуждается в специальном обслуживании, возможные манипуляции не требуют особых навыков и описаны в инструкции.[15] Важной особенностью системы является ее сугубо индивидуальный характер для каждого потребителя, который заключается в оптимальном выборе стабильного источника низкопотенциальной энергии, расчете коэффициента преобразования, окупаемости и прочего.[16] Тепловой насос компактен (его модуль по размерам не превышает обычный холодильник) и практически бесшумен.[23] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 7 Д

1 Анализ технико-экономических показателей работы системы теплоснабжения 1.1 Общие сведения Открытое акционерное общество «СаранскТеплоТранс» (в дальнейшем ОАО «СТТ») создано 1 ноября 2002 г. в соответствии с Гражданским кодексом РФ, Федеральным законом РФ «Об акционерных обществах» и другими правовыми актами. ОАО создано на базе имущественного комплекса СМП «Тепловые сети», который в свою очередь организован в соответствии с Постановлением Совета Министров Мордовской АССР и Президиума Мордовского Облпрофсоюза № 371 от 20.05.1965 года, письмом Министра коммунального хозяйства РСФСР № М-09-5118 от 04.07.1965 г. и Приказом Министра коммунального хозяйства МАССР № 201 от 30.09.1965 г. было сформировано хозрасчетное предприятие объединенных котельных и тепловых сетей. ОАО «СТТ» объединило восемьдесят шесть мелких нерентабельных котельных с самодельными котлами различных конструкций. Было начато строительство соединительных теплотрасс, ликвидация маломощных котельных с присоединением их котловых нагрузок к более мощным котельным. Был взят курс на строительство котельных с современным оборудованием, автоматикой, оборудованием химической подготовки воды и деаэрации. В октябре 1975 года были построены административное здание и база предприятия, в которых в данный момент расположено ОАО «СТТ». 30 сентября 1992 года решением Исполнительного комитета Саранского городского Совета народных депутатов предприятие зарегистрировано как Саранское муниципальное предприятие «Тепловые сети». За эти годы были расширены границы обслуживания в пригородные села, вошедшие в городскую зону. Были приняты на баланс котельные поселков: Николаевка, Зыково, Луховка, БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 8 Д

Горяйновка, Озерный, приобретены котельные пос. Кирзавод и пос. Авторемзавод. В 2009 г. по договору аренды приняты тепловые сети находящиеся в муниципальной собственности и ОАО ПСХК «Саранскстройзаказчик». Основной целью ОАО «СТТ» является получение прибыли через надежное и бесперебойное снабжение тепловой энергией населения при минимальных затратах, согласно заключенных договоров. Общество осуществляет: эксплуатацию, проведение ремонта, реконструкцию и новое строительство систем теплоснабжения, находящихся на балансе; осуществление мер по рациональному использованию и экономному расходованию топливно-энергетических ресурсов; организацию технического надзора за сооружением коммунальных энергетических объектов, своевременным вводом их в эксплуатацию; другие виды деятельности, не запрещенные Законодательством РФ. ОАО «СТТ» включает в себя 4 эксплуатационных района, ремонтномеханический цех, ремонтно-строительный цех, гараж, сварочную лабораторию, участок КИПиА, участок АСУ, электроучасток. Общие сведения по нагрузкам теплоисточников энергоснабжающей организации (ЭСО), согласно форме рекомендуемого макетом представлены в таблице. Как следует из таблицы 1.1, ЭСО имеет собственные источники и источники покупной тепловой энергии. При этом установленная мощность всех источников тепловой энергии в «горячей воде» составляет 1437,28 Гкал/час в паре 1031,1 Гкал/час из которых 702,72 Гкал/ч установленной мощности в паре направлена на приготовление «горячей воды». Располагаемая мощность (согласно режимным картам) - 1352,96 Гкал/час. ОАО «СТТ» является поставщиком тепловой энергии в 8 населенных пунктах, в том числе в г. Саранск, располагаемые мощности которых (с учетом максимальной нагрузки ГВС) равны: - 914,64 Гкал/час (91,3 %) в «горячей воде» и 87,61 Гкал/час в паре. БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 9 Д

Установленная тепловая мощность источника 1400 1271,08 1200 Гкал/ч 1000 800 600 400 200 91,05 0 г. Саранск в горячей воде в паре Рисунок 1.1 - Установленная тепловая мощность источника в г. Саранск Установленная тепловая мощность источника 30 27,46 25 Гкал/ч 20 19,5 15 12,04 10 8 7 5,76 5 0 0 3,44 1,95 0 0 0 0 0 в горячей воде в паре Рисунок 1.2 - Установленная тепловая мощность источника городского округа Саранска БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 10 Д

Установленная тепловая мощность источника 1600 1400 1344,19 1200 Гкал/ч 1000 800 600 400 200 103,09 0 Всего по ЭСО (ТСО) в горячей воде в паре Рисунок 1.3 - Установленная тепловая мощность источника всего по ЭСО (ТСО) Располагаемая тепловая мощность источника 1400 1207,74 1200 Гкал/ч 1000 800 600 400 200 89,18 0 г. Саранск в горячей воде в паре Рисунок 1.4 - Располагаемая тепловая мощность источника в г.Саранск БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 11 Д

Располагаемая тепловая мощность источника 23,33 25 Гкал/ч 20 17,74 15 10 5,03 3,45 3,19 5 0 0 1,09 0 0,117 0 2,09 0 0 0 в горячей воде в паре Рисунок 1.5 - Располагаемая тепловая мощность источника городского округа Саранска Располагаемая тепловая мощность источника 1400 1263,66 1200 Гкал/ч 1000 800 600 400 200 89,297 0 Всего по ЭСО (ТСО) в горячей воде в паре Рисунок 1.6 - Располагаемая тепловая мощность источника всего по ЭСО (ТСО) БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 12 Д

Теплоснабжение потребителей пара осуществляется с использованием паропроводов находящихся как на балансе ЭСО так и абонента. Предприятие использует в качестве основного энергетического топлива природный газ, а в качестве резервного - мазут. Теплоснабжения квартирных жилых домов городского округа Саранск, обслуживаемых котельными ОАО «СаранскТеплоТранс». Характеристики основного оборудования котельных приведены в табл.1.1. Таблица 1.1 - Характеристики котельных ОАО «СаранскТеплоТранс» городского округа Саранск наименование котельной, адрес Тип котельной Вид топли ва 1 Кот. «Московская, 48А», ул.Московская, 48А, Кот.8 мкр. Ю/З, ул.Чкалова, 1В 2 отопительная 3 газ отопительная газ Кот.АРЗ, пос. Луховка-1 Кот.«Осипенко, 57А», ул.Осипенко, 57А Кот. МГУ пос. Ялга, ул. Пионерская, 6 Кот.пос.Николаевка , ул.Школьная, 4 отопительная газ отопительная газ Кот. пос.Озерный, ул.Молодёжная, 25 Кот. пос.Луховка, ул. Октябрьская, 7А Кот. Кирзавода, ул.Осипенко, 8 Кот. пос.Зыково, ул. Советская, 124Е котлоагрегата Год ввода в эксплуата цию 4 КВГ-14-150 КВГ-7,56 КВГ-7,56 КВГ-14-150(№2) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№3) ТВГ-4Р(№1) ТВГ-4Р(№2) КВГ-7,56(№2) 5 2012 1989 1989 2005 1980 1985 1985 1985 1991 Марка КВГ-7,56(№1) отопительная газ отопительная газ отопительная газ отопительная газ отопительная газ отопительная газ КВГ-7,56(№1) КВГ-7,56(№3) КВГ-7,56(№2) КВГ-4,65(№3) ТВГ-1,5(№2) ТВГ-1,5(№1) ТВГ-1,5(№1) КВГ-7,56(№2) ТВГ-4Р(№1) ТВГ-4Р(№2) КВГ-7,56(№2) КВГ-7,56(№1) Е-1,0-9Г(№1) Е-1,0-9Г(№3) Е-1,0-9Г(№2) 1991 1995 2003 2003 2000 1999 1999 2000 2000 1985 1985 1988 1988 1997 1997 1997 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Установленная тепловая мощность котельной, Гкал/час 6 25,00 27,80 30,90 13,00 19,50 7,00 8,00 8,60 5,76 1,95 Лист 13 Д

Продолжение таблицы 1.1 1 Кот.Баня № 8 , ул.Косарева, 38А 2 отопительная 3 газ Кот.Школа № 13, ул.Ленинградская, 34А Кот.Роддом №2 ул.Косарева,112 Кот. пос. Горяйновка (ОПХ 1 Мая), ул. Молодёжная, 13А отопительная газ НР-18(№2) отопительная газ отопительная газ Кот. Лисма отопительная газ Кот.3 мкр-н Ю/З, пр. 50 лет Октября, 26А Кот.2 мкр-н Ю/З, ул.Попова, 49А отопительная отопительная газ Кот.квартала 10-11, ул.Кошевого, 20А отопительная газ Кот.6 мкр. Ю/З, ул.Энгельса, 19А отопительная газ Центральная котельная производстве нноотопительная отопительная Кот.квартала 107, ул.Гагарина, 106Б Кот. ДРБ № 2 ул.Р.Люксембург, 15Б Кот.«Нижний рынок», ул.Кирова, 63Б Кот.Баня № 2, ул.Красноармейска я, 15А Кот.Онкологически й диспансер ул.Ульянова,30б Кот.Баня 3, Кутузова,2б 4 Е-1,0-9Г(№4) Е-1,0-9Г(№1) Е-1,0-9Г(№3) НР-18(№1) газ отопительная газмазут газ газ газ отопительная газ отопительная газ отопительная газ 1987 Ква-1Гм(№4) Ква-1Гм(№2) Ква-1Гм(№3) Ква-1Гм(№1) КВГ-4,65 (№1) ТВГ-8М (№2) ТВГ-8М (№3) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№2) ТВГ-8М(№3) КВГ-14-150(№1) ТВГ-8М(№2) КВГ-6,5(№3) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№2) ТВГ-8М(№3) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№4) ТВГ-8М(№3) ТВГ-8М(№2) Ла-Монт ГМ-50 НЗЛ КВГ-7,56(№1) ТВГ-8М(№2) КВГ-7,56(№1) 1986 1986 1986 1986 1995 1983 1984 1999 1999 1999 2005 1980 1991 1982 1983 1984 1976 1980 1976 1980 1952 1970 1939 1999 2000 1999 1999 ТВГ-1,5 (№2) ТВГ-1,5 (№1) ТВГ-1,5 (№3) Е-1,0-9Г(№2) Е-1,0-9Г(№1) НР-18(№3) 1988 1988 1988 2001 1996 1982 МЗК-7АГ-2(2) 1999 № докум. Подпись Дата 1,26 1,30 3,44 20,60 24,90 26,00 24,90 36,90 119,80 14,80 13,00 4,50 1,93 0,65 КВ-Г-2-115Н(№1) КВ-Г-2-115Н(№2) БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист 6 2,60 2001 МЗК-7АГ-2 КВГ-7,56(№2) отопительная 5 1986 1986 1986 1979 3,44 Лист 14 Д

Окончание таблицы 1.1 1 СЗК 2 производстве нноотопительная Баня 5 отопительная 3 газмазут газ 4 КВ-ГМ-50-150М КВ-ГМ-50-150М КВ-ГМ-50-150М КВ-ГМ-50-150М ДЕ-16-14-ГМ ДЕ-16-14-ГМ Е-1,0-0,9Г (№2) Е-1,0-0,9Г (№1) 5 1988 1989 1990 1990 1988 1988 6 219,80 2004 1,70 Согласно таблице 1.1, в котельной «2 мкр-н Ю/З» установлен котел КВГ-14150, введенный в эксплуатацию в 2005, котел ТВГ-8М, введенный в 1980г, и котел КВГ-6,5, введенный в эксплуатацию в 1991. Также видно, что установленная тепловая мощность котельной составляет 26 гкал/ч. Также остальное основное и вспомогательное оборудование данной котельной представлено в таблицах 1.1 и 1.2. Таблица 1.2 - Оборудование химводоподготовки котельной «2 мкр-н Ю/З» Тип ВПУ Марка фильтров ХВО Производите льность, м3/ч Удел. расход соли, г/гэкв. Наличие деаэрационной установки для подготовки подпиточной воды Отсутствует II-Na катионирования ФИПа-1,0-0,6-Na 30 Подача, V, м3/ч Напор, Н, м Мощность, кВт 200 90 55 90 38 22 12 50 7,5 50 50 9,87 12,0 20,0 4,0 Таблица 1.3 - Характеристика насосов Тип насоса Сетевые СН-1,2,3 Д 200/90б Рециркуляционный РН-1 НКУ-90 Подпиточные ППН-1,2 КС12-50/2 Повысительный ПВН-1,2 К-80-50-200 Солевой НРС-1 Х-50-32-125 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 15 Д

Характеристики тепловой сети по участкам СЦТ от котельной 2 мкр. по ул. Попова, 49 для сетей до ЦТП на период регулирования приведены в табл. 1. Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении до ЦТП составляет 11451,6 м из которых 11451,6 м являются сетями отопления. Сети подземного типа при этом составляют 11451,6 м. Средний диаметр по материальной характеристике теплосети до ЦТП составляет 0,132 м. Теплоизоляционным материалом является маты минираловатные. Балансовая принадлежность теплосети и их характеристики представлены на схемах теплосетей утвержденных БТИ, а также в актах разграничения балансовой принадлежности часть которых приведены на бумажном носителе, другая часть в электронной форме. Объем трубопроводов приведен в табл. 2. Из которой следует, что объем теплосети в отопительный период составляет 174,13 м3 с температурным графиком 140/70 °С. На основе характеристик тепловых сетей по участкам получены нормативные технологические потери тепловой энергии в теплосети (таблице 1.4). Таблица 1.4 - Нормативы технологических затрат и потерь при передаче с затратами теплоносителя 2177,26 261,19 2438,45 2637,39 0 2637,39 144,02 2781,41 2177,26 261,19 2438,45 0 2637,39 144,02 2781,41 всего подземная прокладка всего горяча я вода через изоляцию надземная прокладка СЦТ от котельной 2 мкр. по ул. Попова 49 По СЦТ в целом Годовые затраты и потери тепловой энергии, Гкал всего на пусковое заполнение Наименование системы теплоснабжения Годовые затраты и потери теплоносителя, м3 (т) с утечкой Тип теплоносителя, его параметры1 тепловой энергии 2637,39 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 16 Д

1.2 Определение договорных нагрузок Рассмотрим теплоснабжение потребителей, осуществляемое котельной «2-й микрорайон». От данной котельной получают тепло потребители общественнобытового и жилого назначения. В настоящее время котельная работает в отопительный период. Расчет договорных нагрузок осуществлялся относительно методики. Определение количественных показателей расхода теплоты на систему отопления в зависимости от имеющихся исходных данных может проводиться несколькими вариантами: - по укрупненным показателям; - по поверхности нагрева установленных отопительных приборов; - по определению теплопотерь через ограждающие конструкции здания. При анализе систем отопления зданий и сооружений со значительными тепловыделениями внутри помещений необходимо учитывать теплоизбытки от работающего оборудования, систем освещения и т.д., и корректировать расчетную отопительную нагрузку. Определение расхода теплоты на отопление и приточную вентиляцию по укрупненным показателям гигиенических условий в для обеспечения помещениях нормативных проводится санитарно- следующим образом. Максимальный часовой расход теплоты на отопление Qчо  gо  V (tвн  tнар )  106 Гкал/час (1.1) где gо - удельная отопительная характеристика здания, Гкал/(м3час℃); V - объем здания (корпуса) по наружным размерам, м3; tвн - температура внутри помещения, принимается по СНиП 2.04.05-91 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха в зависимости от функционального назначения здания (корпуса)",℃, БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 17 Д

tнар - расчетная температура наружного воздуха, принимается по СНиП 2.01.01-82 "Строительная климатология и геофизика" для соответствующего региона страны. Удельная отопительная характеристика в зависимости от имеющихся исходных данных может быть получена либо по справочным данным, либо расчетным путем. В настоящее время имеется значительный объем методических рекомендаций по отраслевому нормированию расхода тепловой энергии на обогрев зданий с указанием численных значений отопительных характеристик в зависимости от типа и размера здания. При отсутствии справочных данных отопительные характеристики зданий могут быть определены по формуле gо  а    6 V Ккал/(м3час℃) (1.2) где а - постоянный коэффициент, зависящий от типа строительства; w - коэффициент, учитывающий климатические условия; V - объем здания (корпуса) по наружному обмеру. Годовой расход теплоты на отопление при нормативных условиях работы системы отопления будет определяться о Qгод    Qчо  [(t вн  t ср ) / (t вн  t нар )]    106 Гкал/год где (1.3)  - коэффициент, учитывающий эксплуатационные потери теплоты в системе отопления. Для зданий, проект которых выполнен до 1988 г., =1,13, для зданий проект которых выполнен после 1988 г., =1,07; БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 18 Д

о tср - средняя температура наружного воздуха в отопительный период принимается по СНиП 2.01.01-82;  - нормативная продолжительность отопительного периода в часах принимается по СНиП 2.01.01-82. Максимальный часовой расход теплоты на приточную вентиляцию определяется по формуле Qчв  gв  V  [(t вн  t нар )]  106 Ккал/час где (1.4) gв - удельная вентиляционная характеристика здания (по справочным данным или расчету), Ккал/ м3часоС; V - объем здания (корпуса) по наружным размерам, м3; t ВН - температура внутри помещения принимается по СНиП 2.04.05-91 в зависимости от функционального назначения здания (корпуса), ℃. По данному СНиПу 29-01-99 tнар для расчета системы отопления и вентиляции принимается одного и того же значения. Годовой расход теплоты на приточную вентиляцию при нормативных условиях работы в Qгод  Qчв  [(t вн  t оср ) / (t вн  t нар )]   в  106 Гкал/год где (1.5)  в - продолжительность работы приточной вентиляции в год в часах. Следует заметить, что при определении расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию по укрупненным показателям существенное влияние на конечный результат оказывают коэффициенты, учитывающие долю отапливаемой БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 19 Д

и вентилируемой частей. При обследовании зданий, имеющих сложную конфигурацию с различными пристройками и подвалами, а также в том случае, когда часть помещений здания не отапливается, трудно правильно оценить значения указанных коэффициентов и, следовательно, конечный результат может иметь достаточно большую погрешность. Поэтому в этом случае определение расхода теплоты на отопление необходимо проводить по поверхности нагрева и типу фактически установленных отопительных приборов. В этом случае часовой расход тепловой энергии определяется по формуле ч с Qот  F  K (t ср  t вн )   Гкал/ч где (1.6) F - поверхность нагрева отопительных приборов, м2 (по факту); K - коэффициент теплопередачи нагревательных приборов, Гкал/ м2часоС; с tср - средняя температура сетевой воды (в соответствии с температурным графиком; в случае парового отопления - температура насыщенного пара), оС; tвн - температура внутри помещений, оС;  - коэффициент, учитывающий остывание в трубах систем отопления. Результат расчета договорной нагрузки по остальным зданиям приведен в табл. 1.5. Таблица 1.5 - Договорные нагрузки № п/п Наименование и адрес потребителя Почтов ый № Этаж ность 1 2 3 4 1 2 3 Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова 45 43 41 41 41 41 5 5 5 Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч Отопление Вентиляция ГВС 5 6 7 ТП-1 0,175 0,175 0,199 0,008 0,008 0,015 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата 0 0 0 Лист 20 Д

Продолжение таблицы 1.5 1 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 32 33 34 35 36 37 38 2 Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Комарова ул. Комарова Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул.Комарова Ж/Д ул.Ульянова ул.Ульянова Ж/Д ул.Ульянова Ж/Д ул.Ульянова Ж/Д ул.Ульянова ул.Ульянова ул.Ульянова ул.Ульянова Ж/Д ул.Ульянова ул.Ульянова Ж/Д ул. Попова ул. Попова ул. Попова Ж/Д ул. Попова ул. Попова Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Попова ул. Попова ул. Попова Ж/Д ул. Ульянова Ж/Д ул. М.Расковой ул. М.Расковой Ж/Д ул. Ульянова Ж/Д ул. Ульянова Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. Попова ул. Попова Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. Попова ул. Попова ул. Комарова Ж/Д ул. Комарова Ж/Д ул. Комарова ул. Комарова ул. Комарова Ж/Д ул. Комарова ул. Комарова ул. Комарова 3 42 9 9 44 11 75 75 81 85 73 73 73 73 73а 73а 46 46 46 50 48 52 56 52а 52а 77 32а 32а 79 83 34 54 54 58 60 30 32 62 62 7 5 3 3а 43 1 1 1 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 5 5 5 5 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0,209 0,209 0,003 0,175 0,234 0,205 0,050 0,339 0,382 0,182 0,006 0,017 0,073 0,021 0,202 0,004 0,003 0,175 0,166 0,178 0,178 0,035 0,02 0,175 0,168 0,016 0,175 0,175 0,177 0,208 0,004 0,178 0,178 0,177 0,177 0,207 0,003 0,515 0,203 0,203 0,08 0,169 0,186 0,004 0,004 6 0,218 0 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата 7 0 0 0 0 0 0 0,129 0 0 0,222 0 0 0 0 Лист 21 Д

Продолжение таблицы 1.5 1 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 2 Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой ул. М.Расковой ул. М.Расковой Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова Ж/Д ул. М.Расковой 3 4 5 4 5 0,173 0 2 5/9 0,320 0 0,013 0,003 0,002 0,026 0,001 0,002 0,001 0,002 0,013 0 0 0 0 0 0 0 0 0,192 0 0,003 0,002 0 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 6 5 6 6 6 12 5 0,173 0 8 5 0,231 0 10 5 0,202 0 14 0,192 0 14 16 0,004 0,249 0 0,218 20 5 0,173 0 18 5 0,199 0 22 5 0,200 0 22 24 24 24 49 47 47 47 47 47 47 47 47 47 26 5 5 0,174 0,194 0,002 0,003 0,175 0,199 0,009 0,010 0,011 0,017 0,005 0,003 0,042 0,001 0,196 0 0 5 5 5 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата 7 Лист 22 Д

Окончание таблицы 1.5 1 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 Всего: 2 ул. М.Расковой Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. Попова ул. Попова Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой ул. М.Расковой ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Попова ул. Попова ул. Попова ул. Попова Ж/Д ул. М.Расковой Ж/Д ул. М.Расковой ул. М.Расковой ул. М.Расковой ул. М.Расковой Ж/Д пр. 50 лет Октября Ж/Д ул. Попова Ж/Д ул. Ульянова Ж/Д ул. Комарова ул. Комарова ул. Комарова ул. Комарова Ж/Д ул. Комарова ул. Комарова ул. Комарова Ж/Д ул. Комарова Ж/Д ул. Комарова Бассейн ул.Комарова 3 26 51 28 53 53 21 23 27 25 29 33 33 33 31 31 35 55 61 61 61 61 37 17 17 17 17 4 24 5 0,199 60а 75а 15 15 15 15 13 13 13 13 к 1 13 к 2 7/1 5 5 5 0,117 0,355 0,244 0,007 0,009 0,015 0,566 0,022 0,021 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0,004 0,176 0,177 0,184 0,052 0,206 0,202 0,202 0,204 0,202 0,205 0,006 0,003 0,200 0,004 0,202 0,281 0,220 0,040 0,016 0,027 0,202 0,199 0,002 0,005 0,002 0,103 0,111 15,437 6 7 0,253 1,110 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 23 Д

1.3 Баланс собственных нужд котельной 2-го микрорайона Расчет нормативов удельного расхода (НУР) топлива на отпущенное тепло от котельных выполнен в соответствии с ''Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станции и котельных», утвержденной Приказом Минэнерго России от «30» декабря 2008 г. № 323 и методических рекомендаций Роскоммунэнерго. Методика расчета нормативов удельных расходов топлива на отпущенную тепловую энергию. В соответствии с утвержденной Инструкцией, групповой НУР топлива для котельной в целом по предприятию, определяется на основе результатов расчетов индивидуальных НУР топлива по отдельным котлам. НУР топлива по организации определяется на основе результатов расчетов по котельным, находящимся у организации в собственности или во владении на иных законных основаниях. [17] Расчеты НУР топлива выполняются для каждого из месяцев базового периода и в целом за весь период регулирования по результатам расчетов за каждый месяц. Расчет нормативов выполняется в следующей последовательности: 1) определяются объемы производства и планового отпуска тепловой энергии котельной в тепловую сеть на каждый месяц и год, нагрузка котлов и число часов работы; 2) распределение тепловых нагрузок между отдельными агрегатами котельной базируется на принципе минимальных затрат топлива; 3) уточняется характеристика сжигаемого топлива на основании сертификата (паспорта) качества топлива, поставляемого в текущем году; 4) определяются технические характеристики и параметры функционирования оборудования - номинальная тепловая мощность котлов, их оптимальная нагрузка и время работы в расчетный период; БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 24 Д

5) из нормативных характеристик котлов устанавливается индивидуальный норматив удельного расход топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом. 6) определяются расходы топлива на собственные нужды котельной по методике, изложенной в п.51 Инструкции; 7) рассчитывается норматив удельного расхода для котельной. Выбор состава работающего оборудования производится согласно, принципа распределения нагрузки, обеспечивающей надежное теплоснабжение потребителей. По нормативной характеристике в зависимости от нагрузки, определяется индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии, H i , кг.у.т./Гкал i - котлоагрегата. Средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепловой энергии в j -м месяце, (квартале) определяется по формуле m _ Hj   H i  Qi  Ti i 1 m  Qi  Ti (1.7) i 1 где H i - удельный расход топлива i-го котла кг.у.т./Гкал; Qi -нагрузка i-го котла, Гкал/ч; Ti - наработка i-го котла, ч; m- число котлоагрегатов в котельной. Средневзвешенная норма расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии для котельной в j -ом месяце, (квартале) определяется по формуле БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 25 Д

_ Hj _ H oj  где 1  d сн (1.8) d сн -доля расхода тепловой энергии на собственные нужды, определяется в основном расчетным путем. Расход тепловой энергии на собственные нужды котельной определяется расчетным путем. В состав общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной в виде горячей воды или пара входят следующие элементы затрат: - растопка, (продувка котлов); - обдувка поверхностей нагрева; - деаэрация (выпар); - технологические нужды ХВО; - отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением тепловой энергии теплопроводами, насосами, баками и т.п.; - утечки, парение при опробовании и другие потери. Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды выполняются на каждый месяц и в целом за год. При этом, расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружного воздуха; длительность отопительного периода и др.) В качестве исходных данных принимались отчетные и нормативные показатели такие как: (планируемый отпуск, количество растопок, удельный расход на собственные нужды ХВО, температура воды, количество и площади баков, численность работающего персонала, количество душевых сеток и т.п.) (табл. 1.8). БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 26 Д

Ниже произведен расчет собственных нужд по котельной «2-й микрорайон» на январь месяц в соответствии с методикой изложенной в Инструкции. Потери тепловой энергии с продувочной водой, Гкал, зависят от периодичности и продолжительности продувки котла и определяются по формуле Iк Qпрод   К продQim (1.9) i 1 где К продi - коэффициент продувки i-го котла, принимаемый для непрерывной продувки паровых котлов - 0,01, для периодической продувки паровых котлов – 0,005, водогрейных котлов - 0,003; Qim - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котлом за расчетный период; I к - количество котлов. Для блочной котельной «2-й микрорайон» за январь периода регулирования потери с продувочной водой согласно формуле (1.9) Qпрод  0,003 9156,76  27,47 Гкал Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов. Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов Qраст, определяется по формуле Iк Q раст   Qкi ( К ' N i'  К '' N i'' ) (1.10) i 1 где Q к - часовая выработка тепловой энергии i-ым котлом (по паспортной характеристике), Гкал; БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 27 Д

К' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя до 12 ч (из горячего состояния), принимаемая в отопительном периоде - 0,3, в неотопительном - 0,2; N i - количество растопок из горячего состояния в расчетном периоде; К'' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя свыше 12 ч (из холодного состояния), принимаемая в отопительном периоде 0,65, в неотопительном - 0,45; i - количество растопок из холодного состояния в расчетном периоде. Расчетное количество растопок котлов определяется по отчетным данным базового года с внесением коррективов по прогнозируемому режиму потребления тепловой энергии потребителями в октябре месяце расчетного периода. Q к - мощность котлов в нашей котельной составляет 12 Гкал. Для данного примера расход тепловой энергии на растопку Qраст  (12  (0,3 2  0,65  3))  57,86 Гкал Расход тепловой энергии на технологические нужды химводоочистки при отсутствием охладителя выпара Qхво  ( К хво Gхво К вз Св (t "  t ' )Z хво 103 )  (0,004Gхво (i "  i ' )Z хво 103 ) где (1.11) Kхво - удельный расход воды на собственные нужды ХВО, исходной воды на 1 т химически очищенной воды, принимается в зависимости от общей жесткости воды; Gхво - средний расход воды на ХВО в расчетном периоде, т/ч; Квз - поправочный коэффициент, принимаемый из; Св - теплоемкость воды, ккал/кгоС; принимаем – 1 ккал/кгоС; БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 28 Д

t",t' - соответственно температура воды после и до подогревателя сырой и исходной воды, оС; zхво - продолжительность работы, в январе; i’’,i' - энтальпия соответственно выпара из деаэратора и исходной воды. Для блочной котельной «2-й микрорайон» расход тепловой энергии на химводоподготовку QХВО  (0,125  0,111, 2  (40  5)  744 103 )  (0,004  0,1 (652,7  30)  744 103 )  0,84 Гкал Часовой расход тепловой энергии, Гкал, на отопление помещения Qo  Vo qo (tвн  t р.н )106 (1.12) где Vо - объем отапливаемого помещения (рабочей зоны), м 3 ; qо - удельная отопительная характеристика здания при tр.о = -30оС, Ккал/ м 3 о С принимается; tр.о. - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления оС, принимаем -30 оС;  - поправочный коэффициент на температуру наружного воздуха для проектирования отопления принимается по нижеприведенным данным: tвн - температура воздуха внутри помещения о С, принимаемая как средневзвешенная по всем помещениям непосредственно в котельной (котельный зал; насосное отделение; щитовое помещение и др.); принимается по Инструкции равной 19 оС.[20] Для помещения блочной котельной «2-й микрорайон» расход тепла на отопление БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 29 Д

Qо  1 5791 0,5  (19  (30)) 106  0,142 Гкал/ч Пересчет расхода тепловой энергии на отопление в конкретном расчетном месяце, Гкал по формуле Qoмме  Qo t вн  t cр t вн  t р.о rмес (1.13) где tср - средняя за январь температура наружного воздуха, оС; rмес - продолжительность отопления, принимаем. Для блочной котельной «2-й микрорайон» за январь затраты тепловой энергии на отопление Qо  0,142  (19  (11,1)) / (19  (30))  744  64,84 Гкал Потери тепловой энергии котлоагрегатами Iк ка Qтп   Qi bкабр Q усл .топл i 1 где q5  6 10 100 (1.14) Qi - производство тепловой энергии i - котлом за расчетный период, Гкал; bкабр - удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии i - котлом за расчетный период, кг.у.т./Гкал; q5 - средняя потеря тепловой энергии всеми элементами котлоагрегатов в окружающую среду, в % от количества теплоты топлива, принимается по показателям режимной карты для января для котла №1 q5 =2,7 и №3 q5 =2,8; Q усл .топл. - теплота сгорания по условному топливу, ккал/кг; Ik - количество котлоагрегатов.[21] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 30 Д

ка Qтп  (4634, 4 155,91  7000  2, 7 6 2,8 6 10 )  (4634, 4 157,5  7000  10 )  279, 63 Гкал 100 100 Потери тепловой энергии баками различного назначения Гкал, определяют по формуле Qбак  qбj Fбj Rt n j rбj 106 (1.15) где Fбј - поверхность бака, м2; Rt - температурный коэффициент, принимаем Rt =1; nј - количество баков 1-шт.; rбј- продолжительность работы бака в январе, ч. Qбак  37,1100 1 2  744 106  5,52 Гкал Расход тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды котельной, Гкал, определяется по формуле Qх  ( q N q K q  M )cв pв (t г  t хв )Tq 10 3 где (1.16) q - норма расхода горячей воды на одну душевую сетку, принимается равной 0,27 м3/сут; Nq - количество душевых сеток принимаем 2 шт.; Kq - коэффициент использования душевых, определяется практическим путем, при отсутствии данных принимается равным;  - норма расхода горячей воды на 1 человека в смену, при отсутствии данных принимается; M - численность работающих человек в сутки принимаем; tг , tхв - соответственно температура горячей и исходной воды, принимаем; БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 31 Д

св - теплоемкость воды, 1 ккал/кгоС; Тq - продолжительность в январе месяце, принимаем Тq =31 сут;  в - плотность воды, принимаем  в = 0,98573 т/м3 (при температуре гор.воды 55 оС;) Qх  (0, 27  3 1  0,024 10) 1 0,98573  (55  5)  31103  1,6 Гкал Другие потери (опробование предохранительных клапанов, потери с утечками, парением, через теплоизоляцию трубопроводов), Гкал, принимают равными: - для водогрейных котельных Qпр = 0,001Qпроизв где Qпроизв. - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котельной за расчетный период. Прочие потери для блочной котельной «2-й микрорайон» Qпр  0,001 9156,62  9,16 Гкал Общий расход тепловой энергии на собственные нужды за расчетный период определяется по формуле N Qcн   Qснi (1.17) i 1 где Qснi - тепловые потери на i-е нужды, Гкал. Qсн  27, 47  57,86  0,84  0,15  64,84  5,52  1,6  9,16  112,17 Гкал БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 32 Д

По другим месяцам и в целом за год расчеты проводились аналогично. Результаты расчета сведены в табл.1.8. Норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для к-ой котельной в целом за год определяется по формуле _ o 12 _ H  о к H j j 1 (1.18) 12 Q j 1 где  Qj j Q j - отпуск тепловой энергии котельной в j- ом месяце, Гкал/мес. Норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии в целом для ТСО определяется по формуле _ o n _ о H ЭСО   H к  Qк к 1 n Q к 1 (1.19) к где Q к -отпуск тепловой энергии к-й котельной, Гкал/год. Ниже приведен расчет норматива удельного расхода топлива на примере блочной котельной «2-й микрорайон», находящейся на балансе ТСО для регулируемого периода. В качестве исходных данных для расчета нормативов удельного расхода топлива принимались: - тип котлов, установленных в котельной; - режим теплопотребления на отопление, вентиляцию, ГВС; - нормативные технологические потери при передаче тепловой энергии в собственных сетях и сетях абонентов; БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 33 Д

- режимно-наладочные карты; - паспортные данные котлов. Режим теплопотребления котельной по месяцам, а также технологические потери в тепловой сети сведены в табл.1.7. В данной таблице приведены фактические нагрузки по месяцам, полученные корректировкой расчетно-часовых нагрузок на фактические температуры. Также в табл.1.7. представлен режим теплопотребления. В итоге в последнем столбце получен отпуск тепловой энергии в сеть по месяцам и в целом за год. По расчетно-часовым нагрузкам, скорректированных с учетом собственных нужд определилась загрузка котлов. Исходя, из нормативных характеристик, работающих котлов определен индивидуальный норматив удельного расхода топлива работающих котлов по месяцам. С учетом фактических месячных показателей (нагрузки и наработки) определялась средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепла для января. _ Hя  (155,91 4634, 4)  (157,5  4634, 4)  156, 7 кг.у.т./Гкал 9268, 79 Групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для января по формуле (1.8) _ о Hя  156, 7  158, 62 кг.у.т./Гкал 1  1, 21/100 Групповой норматив удельного расхода топлива по другим месяцам, кварталам выполнены аналогично в табличном редакторе Excel. По формуле (1.19) определялся норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для котельной в периоде регулирования. БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 34 Д

Годовая групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной, кг.у.т/Гкал _ о 158,62  9156,62  158,74  8149,65  159,04  7491,99  158,57  3880,83 46848 157,95  4361,17  157,57  6242, 28  158,87  7295, 45  158,54 кг.у.т./Гкал 46848 Hк  Результаты расчета групповых норм удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от блочной котельной «2-й микрорайон» по кварталам на период регулирования приведены в табл.1.12. Также в таблице 1.12. представлены результаты расчета средневзвешенного норматива расхода условного топлива на производство тепловой энергии блочной котельной «2-й микрорайон» по кварталам и расход тепловой энергии на собственные нужды по кварталам. Таблица 1.6 - Режим теплопотребления котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Наименова ние Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Коэффицие нт Температура корректиро наружного вки воздуха нагрузки 1,0 -11,10 1,0 -10,60 1,0 -5,20 1,0 5,60 0,0 0,00 0,0 0,00 0,0 0,00 0,0 0,00 0,0 0,00 1,0 4,30 1,0 -1,70 1,0 -4,60 13,368 Тепловые нагрузки, Гкал/ч 0,838 3,144 отопления вентиля ции ГВС потери Всего 10,63 10,45 8,47 4,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,00 7,20 8,26 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,067 1,067 1,067 1,067 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 1,067 1,067 1,067 0,700 0,703 0,618 0,425 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,370 0,496 0,573 12,40 12,22 10,16 6,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,44 8,76 9,89 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 35 Д

Таблица 1.7 - Режим теплопотребления котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Режим теплопотребления Наименование отопления вентиляции ГВС потери 744 672 744 653 0 0 0 0 0 725 720 744 5002 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 682 616 682 603 0 0 0 0 0 682 660 682 4607 744 672 744 658 0 0 0 0 0 744 720 744 5026 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Отпуск в сеть, Гкал 9156,62 8149,65 7491,99 3880,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4631,17 6242,28 7295,45 46848,00 Таблица 1.8 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Время работы котельной, Тк, ч. Планируемый отпуск тепловой энергии, S Гкал. Коэффициент продувки, Кпрод.i. Доля расхода тепловой энергии на одну растопку из горячего состояния,K'. доля расхода тепловой энергии на одну растопку из холодного состояния,K''. Количеств о растопок, N. 744 672 744 653 0 0 0 0 0 725 720 744 9156,62 8149,65 7491,99 3880,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4631,17 6242,28 7295,45 0,003 0,003 0,003 0,003 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,003 0,003 0,003 0,30 0,30 0,30 0,30 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,30 0,30 0,30 0,65 0,65 0,65 0,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,65 0,65 0,65 3 3 3 3 0 0 0 0 0 3 3 3 5002 46848 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 36 Д

Таблица 1.9 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Удельный расход на собственные нужды ХВО, Kхво, т. Средний расход воды на собственные нужды ХВО,Gхво, т/ч 0,125 0,125 0,125 0,125 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,125 0,125 0,125 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 Температура воды до и после подогревателя, °С. Энтальпия выпора из деаэратора и исходной воды, ккал/кг. t" t' i" i' 40 40 40 40 0 0 0 0 0 40 40 40 5 5 5 5 0 0 0 0 0 5 5 5 652,7 652,7 652,7 652,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 652,7 652,7 652,7 30,0 30,0 30,0 30,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 30,0 30,0 30,0 Таблица 1.10 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Объем отапливаемого помещения,Vо, м3. Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Часовой расход тепловой энергии на отопление котельной, Гкал/ч. 5791 5791 5791 5791 0 0 0 0 0 5791 5791 5791 0,142 расчетная температура наруж. и внутр. воздуха, °С. tр.о. tвн Нормативная температура наружного воздуха,°С. -30 -30 -30 -30 0 0 0 0 0 -30 -30 -30 19 19 19 19 0 0 0 0 0 19 19 19 -11,10 -10,60 -5,20 5,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,30 -1,70 -4,60 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Норма плотности теплового потока через поверхность бака, q,ккал/м2ч. 37,1 37,1 37,1 37,1 0 0,0 0,0 0,0 0,0 37,1 37,1 37,1 Лист 37 Д

Таблица 1.11 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Поверхнос ть бака,F,м2. Кол-во баков, n,шт. 100 100 100 100 0 0 0 0 0 100 100 100 2 2 2 2 0 0 0 0 0 2 2 2 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Кол-во душевых сеток, N, шт. Численность работающих в сутки, M,чел. 3 3 3 3 0 0 0 0 0 3 3 3 10 10 10 10 0 0 0 0 0 10 10 10 температура горячей и холодной воды, °С. tг tхв Норма расхода горячей воды на одного человека в сутки, a. 55 55 55 55 0 0 0 0 0 55 55 55 5 5 5 5 0 0 0 0 0 5 5 5 0,024 0,024 0,024 0,024 0 0 0 0 0 0,024 0,024 0,024 Таблица 1.12 - Результаты расчета расходов на собственные нужды котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Наименование Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Qпрод, потери Qраст, потери Qхво, расход тепловой энергии с продувочной водой, Гкал тепловой энергии на растопку котлов, Гкал тепловой энергии на ХВО, Гкал 27,47 24,45 22,48 11,64 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,89 18,73 21,89 140,54 57,86 57,86 57,86 34,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34,20 34,20 57,86 334,02 0,84 0,76 0,84 0,74 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,82 0,81 0,84 5,63 Расход тепловой энергии по месяцам, Qо,Гкал Потери тепловой вой энергии баками различного назначения, Qбак., Гкал 64,84 57,59 52,13 25,34 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 30,86 43,15 50,84 324,76 5,52 4,99 5,52 4,85 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,38 5,34 5,52 37,11 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 38 Д

Таблица 1.13 - Результаты расчета расходов на собственные нужды котельной «2-й микрорайон» на 2019г. Наименование Расход тепловой энергии на хозяйственнобытовые нужды, Qх., Гкал Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Другие потери, Qпр Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, Гкал Планируемое производство тепловой энергии,Гкал Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, % Тепловыделени я от котлоагрегатов, Qк., Гкал 1,21 1,29 1,36 1,54 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,39 1,16 1,39 279,63 249,06 229,38 116,31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 138,25 185,90 223,14 1,31 1422 1,60 1,45 1,60 1,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,56 1,55 1,60 9,16 8,15 7,49 3,88 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,63 6,24 7,30 112,17 106,28 103,61 60,51 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 65,11 73,35 102,63 9268,79 8255,93 7595,60 3941,34 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4696,29 6315,62 7398,08 10,79 46,85 624 47472 Таблица 1.14 - Загрузка котлов и индивидуальные расходы топлива по котельной «2-й микрорайон» на 2020г. №1 КВГ 14-150 12 0,923 Номер котлоагрегата Тип котлоагрегата Теплопроизводительность, Гкал КПД брутто котлоагрегата 1 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Время работы котельной Теплопроизводите льность котельной, Гкал/ч Процент загрузки работающих котлоагрегатов Время работы котлоагрега та Загрузка котлоагрегата , Гкал/ч Индивидуаль ная норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал 2 744 672 744 653 0 0 0 0 3 12,55 12,38 10,30 6,12 0,00 0,00 0,00 0,00 4 62% 61% 51% 51% 0% 0% 0% 0% 5 702 630 702 653 0 0 0 0 6 7,42 7,32 6,09 6,12 0,00 0,00 0,00 0,00 7 155,91 155,89 156,13 156,14 0,00 0,00 0,00 0,00 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 39 Д

Окончание таблицы 1.14 1 Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь 3 0,00 6,53 8,86 10,03 2 0 725 720 744 4 0% 54% 74% 49% 5 0 683 678 702 6 0,00 6,53 8,86 5,93 7 0,00 155,76 155,74 155,74 Таблица 1.15 - Загрузка котлов и индивидуальные расходы топлива по котельной «2-й микрорайон» на 2019г. №2 ТВГ-8М 8,3 0,906 Номер котлоагрегата Тип котлоагрегата Теплопроизводительность, Гкал КПД брутто котлоагрегата Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Время работы котельно й Теплопроизводи тельность котельной, Гкал/ч Процент загрузки работающих котлоагрегатов Время работы котлоагрегата Загрузка котлоагрега та, Гкал/ч Индивидуальная норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал 744 672 744 653 0 0 0 0 725 720 744 744 12,55 12,38 10,30 6,12 0,00 0,00 0,00 0,00 6,53 8,86 10,03 12,55 62% 61% 51% 51% 0% 0% 0% 0% 54% 74% 49% 62% 660 588 660 0 0 0 0 0 0 0 660 660 5,13 5,06 4,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,10 5,13 157,50 157,50 157,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 157,60 157,50 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 40 Д

Таблица 1.16 - Загрузка котлов и индивидуальные расходы топлива по котельной «2-й микрорайон» на 2020г. №3 КВГ-6,5 6,5 0,898 Номер котлоагрегата Тип котлоагрегата Теплопроизводительность, Гкал КПД брутто котлоагрегата Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Время работы котельно й Теплопроизводи тельность котельной, Гкал/ч Процент загрузки работающих котлоагрегатов Время работы котлоагрегата Загрузка котлоагрега та, Гкал/ч Индивидуальная норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал 744 672 744 653 0 0 0 0 0 725 720 744 12,55 12,38 10,30 6,12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,53 8,86 10,03 62% 61% 51% 51% 0% 0% 0% 0% 0% 54% 74% 49% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 1.17 - Режимы работы котлоагрегатов котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Наимено вание время работы котлоагрега та Производст во тепловой энергии котлоагрега том, Гкал время работы котлоагрега та Производст во тепловой энергии котлоагрега том, Гкал №3 КВГ-6,5 Производст во тепловой энергии котлоагрега том, Гкал №2 ТВГ-8М время работы котлоагрега та №1 КВГ 14-150 1 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь 2 702 630 702 653 0 0 0 0 0 683 678 3 4634,40 4127,97 3797,80 3941,34 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4696,29 6315,62 4 660 588 660 0 0 0 0 0 0 0 0 5 4634,40 4127,97 3797,80 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 41 Д

Окончание таблицы 1.17 1 Декабрь Всего за год 2 702 3 3699,04 4 660 5 3699,04 6 0,00 7 0,00 4750 31212,46 2568 16259,20 0,00 0,00 Таблица 1.18 - Режимы работы котлоагрегатов котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Наимено вание Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Производство тепловой энергии котлоагрегато м, Гкал Средневзвешен ная норма по котельной на производство, кг.у.т./Гкал Расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной, Гкал. Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, % Отпуск тепловой энергии котельной, Гкал Групповой норматив удельного расхода, кг.у.т./Гкал 9268,79 8255,93 7595,60 3941,34 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4696,29 6315,62 7398,08 156,70 156,70 156,87 156,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 155,76 155,74 156,67 112,17 106,28 103,61 60,51 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 65,11 73,35 102,63 1,21 1,29 1,36 1,54 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,39 1,16 1,39 9156,62 8149,65 7491,99 3880,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4631,17 6242,28 7295,45 158,62 158,74 159,04 158,57 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 157,95 157,57 158,87 47471,66 156,45 623,66 1,31 46848 158,54 Таблица 1.19 - Показатели работы котлов котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Тип котла КВГ 14-150 котел №1 ТВГ-8М котел №2 КВГ-6,5 котел №3 Индивидуальная норма расхода условного топлива, кг.у.т./Гкал квартал IV I II III IV 2063 155,97 156,14 0,00 155,75 660 157,53 0,00 0,00 157,60 0 0,00 0,00 0,00 0,00 Время работы котла на данной нагрузке, ч I 2034 1908 0 II 653 0 0 III 0 0 0 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 42 Д

Таблица 1.20 - Результаты расчета годовой групповой нормы удельного расходов топлива по котельной «2-й микрорайон» на 2020г. Показатели Средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепловой энергии котельной, кг.у.т./Гкал. II 156,75 156,14 0,00 156,12 1,28 1,54 0,00 1,31 158,79 158,57 0,00 158,19 24798,26 3880,83 0,00 18168,93 Расход тепловой энергии на собственные нужды по кварталам, %. Групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии, кг.у.т./Гкал. Отпуск тепловой энергии котельной по кварталам, Гкал. Годовая групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной, кг.у.т./Гкал. Квартал III I IV 157,50 Таблица 1.21 - Исходные данные для построения нормативной характеристики котла №1 КВГ 14-150 «2-й микрорайон». Тепловая производительность котлоагрегата Расход условного топлива на произведенную Гкал теп. Qбрка, Гкал/час 4,96 5,76 6,4 8,32 9,28 10,24 11,2 Вбрка, кг.у.т./Гкал 156,3 156,2 156,1 155,7 155,7 155,3 155,17 Таблица 1.22 - Исходные данные для построения нормативной характеристики котла №2 ТВГ-8М «2-й микрорайон». Тепловая производительность котлоагрегата Расход условного топлива на произведенную Гкал теп. Qбрка, Гкал/час 3,8 5 5,7 6,8 7,6 Вбрка, кг.у.т./Гкал 157,6 157,5 157,3 158,1 160,3 Таблица 1.23 - Исходные данные для построения нормативной характеристики котла №3 КВГ-6,5 «2-й микрорайон». Тепловая производительность котлоагрегата Расход условного топлива на произведенную Гкал теп. Qбрка, Гкал/час 2 3,6 4,6 5,5 6,4 Вбрка, кг.у.т./Гкал 161,9 158 158 158,2 158,6 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 43 Д

Рисунок 1.7 - Нормативная характеристика котлов котельной «2-й микрорайон» 1.4 Баланс фактического объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам и за год Баланс прогнозируемого объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам и на год составлен в целом по ТСО, исходя из прогнозной величины годового объема отпуска тепла на 2020 год, в которую входит величина расчетных технологических потерь в сеть ТСО и реализация с учетом потерь в БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 44 Д

абонентских сетях. Выработка тепловой энергии складывает из отпуска тепла в сеть и потерь на собственные нужды. Расчет собственных нужд проводился расчетным путем, в соответствии с Инструкцией в результате расчета которого, величина расхода на собственные нужды составила 1,00 % от производства тепловой энергии, что в абсолютных величинах равно 431,43 Гкал в год. [12] Аналогичным образом получена расчетно-часовая нагрузка (мощность). Результаты балансов по котельной в табл. 1.24. Таблица 1.24 - Таблица баланса фактического объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам Наименование Среднемесячная часовая нагрузка Гкал/ч 12,46 12,28 10,69 6,04 0 0 0 0 0 6,48 8,77 9,94 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Производство тепловой энергии Гкал/год 9268,79 8255,93 7595,60 3941,34 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4696,29 6315,62 7398,08 47471,66 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Отпуск в сеть Гкал/год 9156,62 8149,65 7491,99 3880,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4631,17 6242,28 7295,45 46848 Лист 45 Д

2 Технологическая часть В России за последние десять лет тема тепловых насосов стала весьма актуальной. В основном это связано с проведением мероприятий по энергосбережению. Поэтому установка теплового насоса в будущем позволит сэкономить на затратах по закупке и транспортировке газа. Основная проблема при использовании традиционного источника энергии связана в первую очень с её транспортировкой. Особенно это касается частных домов, которые достаточно далеко от газопровода.[1] Помимо сложностей с транспортировкой увеличивается и рост тарифов: за 15 лет цена на газ для населения увеличилась, по разным источникам, на 500-600 %, при том, что инфляция составила всего 130-150 %. И тенденции к снижению стоимости не предвидится. По прогнозам Минэкономразвития, к 2030 году стоимость природного газа достигнет 7,5 руб./м³. Если же в качестве источника энергии для работы котла использовать электричество, то затраты на выработку тепловой энергии вырастут в несколько раз, что в современных реалиях недопустимо.[12] Подводя итог можно сказать, что в долгосрочной перспективе использование теплового насоса будет более рациональным решением. 2.1 Особенности работы теплового насоса Парокомпрессионные тепловые насосы можно представить в виде системы из трех замкнутых контуров. В первом циркулирует антифриз, который собирает теплоту из окружающей среды, данный контур так же называется внешним. Второй представляет собой цикл теплового насоса, в котором циркулирует хладагент. Он отбирает теплоту внешнего теплоносителя, испаряясь при низкой температуре, и отдает теплоприемнику, конденсируясь при высокой температуре. Третий контур является внутренний контуром, по которому циркулирует теплоприемник, например вода систем теплоснабжения.[19] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 46 Д

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема теплового насоса Тепловые насосы так же можно классифицировать по источникам низкопотенциальной теплоты, которые в свою очередь могут быть естественного и искусственного происхождения.[28] Естественными источниками могут служить наружный воздух, подземные воды, грунт, солнечная энергия, поверхностные воды, такие как река, озеро, море. К искусственным источникам теплоты относят сбросные воды, вытяжной воздух систем вентиляции и так далее.[13] 2.2 Компоновка теплового насоса В воздушных тепловых насосах воздух продувается через испаритель, отдавая тепло холодильному агенту. Холодильный агент, проходя через конденсатор отдает тепло воде, которая используется для отопления. Наружный воздух как источник низкопотенциальной теплоты для тепловых насосов является очень доступным ресурсом. Однако коэффициент теплоотдачи воздуха очень низок, а при изменениях его температуры в большом диапазоне, достигая отрицательных значений, эффективность теплового насоса сильно снижается.[17] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 47 Д

1 - отопительный прибор; 2 - тепловой насос; 3 - испаритель. Рисунок 2.2 - Воздушный тепловой насос Тепловые насосы, которые используют воду в качестве низкопотенциального источника теплоты, так же подразделяются на два типа: открытый и закрытый.[9] 1 - отопительный прибор; 2 - тепловой насос. Рисунок 2.3 - Водяной тепловой насос открытого (а) и закрытого (б) типов БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 48 Д

Особенностью открытого типа является то, что вода из скважины или водоема поступает непосредственно в испаритель. Благодаря этой особенности монтаж и эксплуатация являются наиболее экономичными. Однако в реальных условиях данная система сталкивается с многими проблемами.[8] Необходимо учитывать требования местной администрации в вопросах организации сточных вод. Сильная загрязненность источника так же играет свою роль, быстрое загрязнение теплообменников приводит уменьшению их эффективности.[24] Эксплуатационные затраты на отвод и подвод воды, работу обустройство скважин и колодцев для тепловых насосов имеют высокую стоимость. Большим потенциалом, за счет высокой температуры обладают промышленные водостоки, воды обратных систем охлаждения промышленных предприятий, а так же канализационные неочищенные и очищенные сточные воды. Однако для такого рода систем необходимо проектировать индивидуальные теплообменные поверхности и учитывать излишнюю загрязненность источника.[11] В закрытом типе на дно водоема укладывается контур, по которому циркулирует антифриз, и протягивается до места установки теплового насос. При монтаже такого типа теплового насоса проводится минимум земляных работ, что делает его достаточно экономичным. Однако имеются требования по минимальной глубине и объему водоема для конкретного региона. Установка данного типа имеет смысл при наличии поблизости непромерзающего водоема.[22] Таким образом для реализации теплового насоса, отбирающего теплоту у воды, необходимы либо большие затраты на очистное оборудование, либо, находящийся рядом со зданием, достаточно глубокий водоем, что является частным случаем. В связи с этим типы тепловых насосов, использующие воду в качестве низкопотенциальной теплоты, не подходят для повсеместного использования.[25] Тепловые насосы, использующие теплоту земли в качестве источника можно разделить на три типа по виду теплообменника: горизонтальный, вертикальный, корзина и спираль.[27] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 49 Д

Горизонтальные геотермальные тепловые насосы отнимают теплоту с помощью грунтового теплообменника уложенного горизонтально в земле и называемого коллектором. При этом расстояние между трубами составляет не менее 0,7–1 м. Следовательно, Данный тип теплового насоса нуждается в больших по площади земляных работах.[27] 1 - отопительный прибор; 2 - тепловой насос. Рисунок 2.4 - Горизонтальный (а) и вертикальный (б) теплообменники Вертикальный теплообменник представляет собой трубную систему, в виде U-образного колена, погруженную в скважину. Глубина скважины варьируется в пределах 20-120 м. Антифриз переносит теплоту земли с глубины, циркулируя по трубам. На глубине более 10-15 м. грунт имеет постоянную температуру в течение года равную примерно 8-10°С. Достоинствами такой системы являются ее компактность и относительная дешевизна и быстрота процедуры бурения.[24] Вертикальный теплообменник можно так же применять в сваях сооружений, что уменьшает себестоимости бурильных работ. Учитывая, что в городе свободной площади земли очень мало, такой вариант может быть очень выгодным.[24] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 50 Д

Отдельно классифицируются теплообменники типа «Корзина» и «Спираль». Они объединили в себе свойства горизонтальных теплообменников и способ установки вертикальных теплообменников. Такой тип теплообменника не требует глубокого бурения скважин и одновременно использует меньшую площадь, в сравнении с горизонтальным коллектором.[2] Однако для «тепловых корзин», при высоком уровне грунтовых вод, нужно выполнять водопонижение, которое требует специального оборудования и соблюдения технологии.[26] Для спирального теплообменника, в случае, когда грунт песчаный или имеются грунтовые воды, что бы уменьшить вероятность обрушения или оплывания скважины используют обсадные трубы. Однако скважина в грунте для установки такого теплообменника почти всегда производится при помощи спирального бура. Минимальные глубина скважины для спирального теплового насоса составляет пять метров.[29] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 51 Д

3 Конструктивная часть 3.1 Расчет и построение цикла теплового насоса Конечная разность температур в испарителе, ℃ ∆𝑡и = 𝑡н2 − 𝑡0 (3.1) где 𝑡н2 - температура воды на выходе из испарителя, ℃. Температура испарения, ℃ 𝑡0 = 𝑡н2 − ∆𝑡и (3.2) где ∆𝑡и - конечная разность температур в испарителе,℃. Конечная разность температур в конденсаторе, ℃ ∆𝑡к = 𝑡в1 − ∆𝑡к (3.3) где 𝑡в1 - температура воды на выходе из конденсатора, ℃. Температура конденсации находится в виде, ℃ 𝑡к = 𝑡в1 + ∆𝑡к где (3.4) ∆𝑡к - конечная разность температур в конденсаторе, ℃. Температура всасывания находится по формуле, ℃ БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 52 Д

𝑡вс = 𝑡0 + ∆𝑡вс (3.5) где tвс 1045 ℃ для фреоновых машин. Температура переохлаждения перед регулирующим вентилем определяется, по формуле, ℃ 𝑡п = 𝑡к − ∆𝑡р т где (3.6) tр т =3–5 С - необходимая разность температур между рабочим веществом в конденсаторе и охлаждающей воды для осуществления теплообмена. Этих параметров достаточно для построения идеального цикла на диаграммах lg p-h, Т-s заданного хладагента по заданной схеме установки. На построенной диаграмме определяются в каждой точке конкретной схемы теплового насоса следующие параметры: давление P, Па; температура T, оС; энтальпия h, кДж/кг; энтропия s, кДж/кг∙К; в точках на линии всасывания перед компрессором определяется удельный объем паров рабочего вещества v, м3/кг.[7] Конечная разность температур в испарителе находится по формуле (3.1) ∆𝑡и = 𝑡н2 − 𝑡0 = 2,5 ℃ Температура испарения определяется по формуле (3.2) 𝑡0 = 40 − 2,5 = 37,5 ℃ Конечная разность температур в конденсаторе находится по формуле (3.3) ∆𝑡к = 𝑡в1 − ∆𝑡к = 5 ℃ БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 53 Д

Температура конденсации определяется по формуле (3.4) 𝑡к = 70 + 5 = 75 ℃ Температура всасывания определяется согласно формуле (3.5) 𝑡вс = 37,5 + 10 = 47,5 ℃ Температура переохлаждения перед регулирующим вентилем, исходя из выражения (3.6) 𝑡п = 75 − 5 = 70℃ По полученным параметрам строится термодинамический цикл, по которому определяются необходимые параметры и заносятся в таблицу 3.1.[2] Таблица 3.1 - Параметры в точках термодинамического цикла Точк Температура t, Давление Удельный объем ν, Энтальпия Энтропия s, h, кДж/кг кДж/кг∙ К а о С P, Па 1 37,5 950000 - 416 1,71 1' 47,5 950000 0,022 427 1,74 2 87 2400000 - 447 1,74 3' 75 2400000 - 310 1,36 3 70 2400000 - 304 1,33 4 37,5 2400000 - 304 1,34 м3/кг БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 54 Д

3.2 Тепловой расчет и выбор компрессора Удельная тепловая нагрузка испарителя, кДж/кг 𝑞0 = ℎ1′ − ℎ4 (3.7) Энтальпия рабочего агента на выходе из компрессора при внутреннем адиабатном КПД компрессора 𝜂𝑖 = 0,8, кДж/кг ℎ2′ = ℎ1′ + ℎ2 − ℎ1′ 𝜂𝑖 (3.8) Удельная работа сжатия компрессора на 1 кг пара, кДж/кг 𝑙 = ℎ2′ − ℎ1′ (3.9) Удельная тепловая нагрузка на конденсатор, кДж/кг 𝑞к = ℎ2′ − ℎ3′ (3.10) Удельная тепловая нагрузка охладителя, кДж/кг 𝑞по = ℎ3′ − ℎ3 (3.11) Энергетический баланс, кДж/кг 𝑞 = 𝑙 + 𝑞0 = 𝑞к + 𝑞по (3.12) Масса циркулирующего хладагента, кг/с БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 55 Д

𝐺0 = 𝑄т 𝑞к + 𝑞по (3.13) Действительный объем пара, засасываемого в компрессор, м3 /с 𝑉0 = 𝐺0 𝜗1 (3.14) Расчетная тепловая нагрузка испарителя, кДж/м3 𝑄0 = 𝑞0 𝐺0 (3.15) Расчетная тепловая нагрузка переохладителя, кДж/кг 𝑄по = 𝑞по 𝐺0 (3.16) Удельная работа компрессора, кДж/кг 𝑙км = где 𝑙 𝜂эм (3.17) эм - электромеханический КПД компрессора, принимаемый равным 0,9- 0,93. Удельный расход электроэнергии на единицу выработанного тепла, кВт·ч/м3 𝜀тн = 𝑙км 𝑞к + 𝑞по (3.18) Электрическая мощность компрессора, кВт БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 56 Д

𝑁э = 𝑙км 𝐺0 По стандартной холодопроизводительности (3.19) и мощности двигателя выбирается компреcсор записываются его характеристики. Удельная холодопроизводительность цикла согласно формуле (3.7) 𝑞0 = 427 − 304 = 123кДж/кг Энтальпия рабочего агента на выходе из компрессора в соответствии с формулой (3.8) ℎ2′ = 427 + 447 − 427 = 452 кДж/кг 0,8 Удельная работа сжатия компрессора на 1 кг пара в соответствии с формулой (3.9) 𝑙 = 452 − 427 = 25 кДж/кг Удельная тепловая нагрузка на конденсатор согласно формуле (3.10) 𝑞к = 452 − 310 = 142 кДж/кг Удельная тепловая нагрузка охладителя в соответствии с формулой (3.11) 𝑞по = 310 − 304 = 6 кДж/кг Энергетический баланс согласно формуле (3.12) БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 57 Д

𝑞 = 25 + 123 = 142 + 6 = 142 кДж/кг Масса циркулирующего хладагента в соответствии с формулой (3.13) 𝐺0 = 50 = 0,338 кг/с 142 + 6 Действительный объем пара, засасываемого в компрессор согласно формуле (3.14) 𝑉0 = 0,338 · 0,022 = 0,0074 м3 /с Расчетная тепловая нагрузка испарителя в соответствии с формулой(3.15) 𝑄0 = 123 · 0,338 = 41,6 кВт Расчетная тепловая нагрузка переохладителя согласно формуле (3.16) 𝑄по = 6 · 0,338 = 2 кВт Удельная работа компрессора согласно формуле (3.17) 𝑙км = 25 = 27,8 кДж/кг 0,9 Удельный расход электроэнергии на единицу выработанного тепла согласно формуле (3.18) 𝜀тн = 27,8 = 0,188, кВт · ч/м3 142 + 6 Электрическая мощность компрессора в соответствии с формулой (3.19) БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 58 Д

𝑁э = 27,8 · 0,338 = 9,4, кВт По расчетной тепловой нагрузке испарителя и электрической мощности двигателя выбирается компрессор Copeland ZR190KCE-TFD-455 с параметрами (табл. 3.2) Таблица 3.2 - Параметры компрессора Марка Кол., шт Copeland ZR190KC E-TDF455 1 Макс. Теоретическая рабочий ток, объемная А подача, м3/ч 34 43,3 Заправка маслом, л R134 Холодопро Потребляемая Масса, кг изводитель мощность, ность, кВт кВт 3,4 42 10 66,2 3.3 Расчет поверхности конденсатора Нагрузка конденсатора, кВт 𝑄к = 𝑄0 + 𝑁э (3.20) Расход охлаждающей воды в конденсаторе, кг/с 𝐺в = 𝑄к 𝐶в ∆𝑡в (3.21) Среднелогарифмическая разность температур, оС лог ∆𝑡ср = ∆𝑡б − ∆𝑡м ∆𝑡 ln б ∆𝑡м БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (3.22) Лист 59 Д

tб - большая разность температур между потоками в конденсаторе, оС. где tм - меньшая разность температур между потоками в конденсаторе, оС. Максимальное значение коэффициента теплопередачи для, для фреонов К′𝐹вн =3,4 кВт/(м2∙оС). В этом случае можно получить ориентировочную (эскизную) поверхность теплопередачи конденсатора. Более точно коэффициент теплопередачи определяется графоаналитическим путем, который описан в п. 3.2. Коэффициент теплоотдачи в реальных условиях, кВт/(м2 /℃) 𝐾𝐹вн = 1 1 + 𝑅ст 𝐾′𝐹вн (3.23) где Rст - термическое сопротивление стенки, (м2∙оС)/кВт, выбираем по табл. 3.3. Таблица 3.3 - Расчетное значение Rст Вид аппарата Конденсатор Хладагент R717 фреоны фреоны Охлаждающий теплоноситель вода вода вода Материал трубы сталь сталь медь Rст,(м2∙оС)/кВт 0,4-0,5 0,2-0,3 0,15-0,2 Внутренняя поверхность теплообмена конденсатора, м2 𝐹вн = 𝑄к лог 𝐾𝐹вн ∆𝑡ср (3.24) Сделаем перерасчет на наружную поверхность по формуле, м2 𝐹нар = 1,25𝐹вн (3.25) Выбираем аппарат с близкой площадью поверхности.[18] БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 60 Д

Нагрузка конденсатора в соответствии с формулой (3.20) Qк  41,6  9,4  51 кВт Расход охлаждающей воды в конденсаторе согласно формуле (3.21) 𝐺В = 51 = 2,43 кг/с 4,19 ∙ 5 Среднелогарифмическая разность температур определяется по формуле (3.22) лог ∆𝑡ср = 12 − 5 = 7,95 ℃ 12 ln 5 В реальных условиях находим по формуле (3.23) 𝐾𝐹вн = 1 1 + 0,2 3,4 = 2,04 кВт/(м2 /℃) Внутренняя поверхность теплообмена конденсатора в соответствии с формулой (3.24) 𝐹вн = 51 = 3,14 м2 2,04 ∙ 7,95 Сделаем перерасчет на наружную поверхность по формуле (3.25) Fнар  1,25  3,14  3,9 м2 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 61 Д

Выбираем выбранного аппарат с близкой кожухотрубного площадью горизонтального поверхности. фреонового Параметры конденсатора представлены в табл. 3.4. [18] Таблица 3.4 - Параметры кожухотрубного горизонтального фреонового конденсатора Площадь Марка действительной наружной поверхности, м КТР-4 Максимальная Диаметр производительность, обечайки, кВт мм 15,4 194 2 4,8 Число Длина Число ходов, труб, шт труб, м шт 23 1,0 4;2 3.4 Теоретический расчет коэффициента теплопередачи Рекомендованное значение коэффициента теплопередачи должно быть проверено по формуле, Вт/(м2 .оС) 𝐾𝐹вн = 1 𝐹вн 1 1 + 𝑅ст + 𝐹н 𝛼𝑁 𝐸н 𝛼в 𝐸вн (3.26) где Fн - площадь наружной поверхности теплообмена, м2;  N - коэффициент теплоотдачи при конденсации пара на пучке труб, Вт/(м2.оС); Eвн - эффективность внутренней поверхности, Eн  Eвн  1 для гладкотрубных аппаратов; Eн - эффективность наружной поверхности. −0,167 𝛼𝑁 = 𝛼конд 𝑛ср БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (3.27) Лист 62 Д

конд - коэффициент теплообмена при конденсации на пучке труб, где Вт/(м2∙оС), определяется по формуле 𝛼конд = 0,728𝐵(∆𝑡𝑑н )−0,25 , (3.28) где B - коэффициент теплоотдачи одной трубе [18]; nср - среднее количество труб по вертикали, шт. 0,5 𝑛ср = 0,92𝑛общ (𝑆г ⁄𝑆в ) 0,5 (3.29) где nобщ – общее число труб; Sг, – шаг труб по горизонтали; Sв – шаг труб по горизонтали и вертикали. Коэффициент теплоотдачи от воды к стене трубы, Вт/(м2 ∙ ℃) 𝛼в = 𝑁𝑢𝜆 𝑑 (3.30) Число Нуссельта 𝑁𝑢 = 0,0021𝑅𝑒 0,8 𝑃𝑟 0,43 ( 𝑃𝑟ж 0,25 ) 𝜀в 𝑃𝑟с (3.31) Число Рейнольдса 𝑅𝑒 = 𝜈𝑑 𝜗 (3.32) где v - линейная скорость, м/с; БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 63 Д

d - внутренний диаметр трубки конденсатора; λ и υ принимаются по [2;3]. Линейная скорость, м/с 𝜈= 4𝐺в 𝜌𝜋𝑑 2 𝐹𝑥 (3.33) 𝑛 𝑠 (3.34) 𝐹𝑥 = ср где ρ - плотность воды при 𝑡в ; n - соответственно число труб, шт; [5]; s - число ходов, шт; [5]. Для фреоновых конденсаторов, которые имеют наружное оребрение медных труб в виде накатки, выполненное по профилю, коэффициент теплопередачи при конденсации пара на пучке оребренной труб определяется следующим образом 𝛼𝑃 = 𝛼𝑁 𝛹𝑝 𝛹𝜎 , 3⁄ (3.35) 1⁄ 4 𝛹𝑝 = 1,1(𝐹в ⁄𝐹𝑜𝑝 )𝐸𝑝 4 (𝑑н ⁄ℎ′ 𝑝 ) где + 𝐹г ⁄𝐹𝑜𝑝 , (3.36) E р - коэффициент эффективности ребра; для медных труб c малой высотой ребра этот коэффициент близок к 1; ℎ𝑝′ - условная высота ребра. БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 64 Д

0,785(𝐷н2 − 𝑑н2 ) ℎ′𝑝 = 𝐷р (3.37) Площадь вертикальной поверхности ребер, м2, на длине 1 м определяется по формуле 𝜋(𝐷𝑝2 − 𝑑н2 ) 𝐹в = 𝑆р (3.38) Поверхность горизонтальных участков межреберных торцов, м2 𝐹г = 𝜋𝑑н (1 − 𝛿0 ⁄𝑆𝑝 ) + 𝜋𝐷𝑝 𝛿г 𝑆𝑝 (3.39) Полная площадь оребренной поверхности, м2 𝐹𝑜𝑝 = 𝐹г + 𝐹в (3.40) где dн - наружный диаметр оребренной трубы, м; Dр - диаметр трубы по ребрам, м; 0 и т -толщина ребра в основании и на торце, м; Sр - шаг ребер, м. Коэффициент, учитывающий стягивание конденсата с торцов ребер 𝛹𝜎 = 1 + 0,7(𝛿т ⁄𝑆р ) (3.41) Оптимальное значение удельного теплового потока qиск определяется графически БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 65 Д

𝑞конд = 𝛼𝑁 ∆𝑡 0,75 . 𝑞в = 𝛼′в ∆𝑡 = 1 1 + 𝑅ст 𝛼в (3.42) ∆𝑡 (3.43) Окончательно поверхность аппарата, м2 𝐹= 𝑄к 𝑞иск (3.44) Среднее количество труб по вертикали согласно формуле (3.29) nср  0,92 230,5 10,5  4,53  5 шт. Коэффициент теплоотдачи одной трубы, [18], B 1092 при t  75оС . Отсюда по формуле (3.28) конд  0,7281092(8 0,0472)0,25 1014 Вт/(м2.оС) Коэффициент теплоотдачи при конденсации пара на пучке труб находим по формуле (3.27) 𝛼𝑁  1014 50,167  775 Вт/(м2 .оС) Линейная скорость в соответствии с формулой (3.33) 𝜐= 4 ∙ 2,43 = 0,63 м/с 974,9 ∙ 3,14 ∙ 0,0212 ∙ 11,5 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 66 Д

𝐹𝑥 = 23 = 11,5 2 Число Рейнольдса находим по формуле (3.32) 𝑅𝑒 = 0,63 ∙ 0,021 = 33923 0,39 ∙ 10−6 Число Нуссельта находим по формуле (3.31) 0,8 𝑁𝑢 = 0,021 ∙ 33923 0,43 2,38 2,38 0,25 ∙ 1 = 126 ( ) 2,55 Коэффициент теплоотдачи от воды к стенке согласно формуле (3.30) 𝛼в = 126 ∙ 0,671 = 4026 Вт/(м2 ∙ ℃) 0,021 Рекомендованное значение коэффициента теплопередачи в соответствии с формулой (3.26) 𝐾𝐹вн = 1 3,14 1 1 ∙ + 0,2 + 3,93 775 ∙ 1 4026 ∙ 1 = 4,97 Вт/(м2 ∙ ℃) Оптимальное значение удельного теплового потока qиск определяется графически. По (3.42) строятся графики двух тепловых потоков со стороны воды и пара соответственно и (3.43) qконд и qв (рисунок 3.1) БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 67 Д

qконд  0,775t0,75 𝑞в = 1 1 + 0,2 4026 ∙ ∆𝑡 = 2,23∆𝑡 20 18 17,73027919 16 15,61156659 14 13,38134279 12 11,15111899 qконд 10 qв 8,920895192 8 6,690671394 6 4,460447596 4 3,669247855 3,33522573 2,971085435 2,591368682 2,230223798 2,192031022 1,766617969 1,303389444 2 0,775 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Рисунок 3.1 - Графическое определение искомого теплового потока qиск Окончательно поверхность аппарата согласно формуле (3.44) 𝐹= 51 = 15,94м2 3,2 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 68 Д

3.5 Тепловой расчет испарителя Расход рассола в системе холодоснабжения через испаритель, кг/с 𝐺хл = 𝑄0 𝐶𝑝 ∆𝑡 (3.45) где ∆𝑡𝑝 = 𝑡𝑝′ − 𝑡𝑝′′ . Температурный напор определяют по формуле, оС лог ∆𝑡ср = ∆𝑡б − ∆𝑡м ∆𝑡 ln б ∆𝑡м (3.46) Удельный тепловой поток лог 𝑞 = квн ∆𝑡ср = 𝛼кип 𝑡кип (3.47) Коэффициент кип может быть определен по формулам для хладона R12 𝛼кип = 18,3𝑞0,5 (𝑃0 10−5 )0,25 (3.48) где 𝑃0 - давление в испарителе, Па. Коэффициент теплоотдачи на оребренной поверхности пучка труб определяется по формуле ор 𝛼кип = 𝛼кип 𝜉п.р где п.р. - коэффициент характеризующий, повышение теплоотдачи за счет БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист (3.49) № докум. Подпись Дата Лист 69 Д

применения поверхностных ребер, для эталонного варианта при шести рядах труб п.р.  1 и при 16 рядах по вертикали достигает значения 1,2.[5] С учетом этого находят тепловой поток со стороны хладагента, отнесенный к внутренней поверхности ор 𝑞кип = 𝛼кип ∆𝑡кип 𝐹н 𝐹вн (3.50) Уравнение теплового потока со стороны рассола 𝑞= ∆𝑡 1 + 𝑅ст 𝛼хл (3.51) где Rст - определяется по табл. 3.5. 𝛼хл = 𝐵 𝜔 0,8 𝑑 0,2 (3.52) Таблица 3.5 - Расчетное значение Rст Вид Хладагент аппарата Испаритель Тепло- и Материал Rст,(м2∙оС)/кВт хладоноситель стенки трубы R717 рассол сталь 0,7-0,8 12,22 рассол сталь 0,3-0,4 12,22 рассол медь 0,2-0,25 12,22 вода медь 0,12-0,15 Уравнение теплового потока со стороны хладагента БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 70 Д

𝑞кип = 𝛼кип ∆𝑡 (3.53) 𝑞кип = (18,3(𝑃0 10−5 )0,25 ∆𝑡)2 (3.54) Находится поверхность испарения, м2 𝑄0 𝑞вн 𝐹вн = (3.55) Для фреонов наружная поверхность теплообмена 𝑞𝐹𝑂𝑃 = 𝑞вн 𝛽 (3.56) Находим поверхность испарения, м2 𝐹вн = 𝑄0 𝑞𝐹𝑂𝑃 (3.57) Выбирается испаритель с близкими параметрами. [18] Расход рассола в системе холодоснабжения через испаритель в соответствии с формулой (3.45) Gхл = 41,6 = 3,97 кг/с 4,19 ∙ 2,5 Температурный напор по формуле (3.46) ∆t лог ср = 10 − 2,5 = 5,43 ℃ 10 ln 2,5 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 71 Д

Тепловой поток со стороны рассола согласно формуле (3.51) q= αхл ∆t 1 + 0,15 23,647 = 5,2∆t 10,8 = 1092 = 23,647 кВт/(м2 ∙ ℃) 0,2 0,021 Тепловой поток со стороны хладагента определяется по формуле (3.54) 𝑞кип = (18,3 ∙ 9,5)0,25 ∆𝑡)2 = 13,2∆𝑡 2 кВт/м2 Строятся графики полученных уравнений и определяется тепловой поток (рисунок 3.2). 450 400 389,20068 350 330 300 250 q 211,2 200 qкип 150 118,8 100 52,8 20,8 50 0 0 10,4 5,2 0 1 15,6 2 3 4 28,236 26 13,2 0 5 6 Рисунок 3.2 - Графическое определение искомого теплового потока qвн Находится поверхность испарения по формуле (3.55) 𝐹вн = 41,6 = 1,66 м2 25 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 72 Д

Выбирается испаритель с близкими параметрами и записываются его характеристики в табл. 3.6. [18] Таблица 3.6 - Характеристики испарителя Диаметр условного прохода штуцера, мм Мар ка Холодильный агент Площадь передающей поверхности, Число Диаметр Длина Число горизонт кожуха, кожуха труб, альных мм , мм шт рядов м2 труб по агенту по хладон осител вход выход ю Число ходов, ед. (вход и выход) ИТР 12 12 12/3,7 325 1415 70 9 25 50 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата 50 6 Лист 73 Д

4 Экономическая часть Эксплуатационные затраты при использовании традиционных источников находятся по формуле, руб. Э = 𝑞𝑇 (4.1) где q - количество теплоты, необходимого для подогрева бака аккумулятора, кВт·ч; T - тариф на тепловую энергию, руб./Гкал. Количество теплоты , кВт·ч, можно определить по формуле 10−3 24𝑁𝑆 𝑞= (𝑡в − 𝑡н ) (4.2) где N - тепловая мощность отопительной системы, Вт; S - число градусо–суток отопительного периода; (𝑡в − 𝑡н ) – разность температур внутреннего и наружного воздуха, ℃. Затраты на электрическую энергию, необходимую для работы ТН, можно определить по формуле, руб. Этн = 𝑄э 𝑇э (4.3) где 𝑄э - количество электрической энергии необходимое для работы ТН, кВт·ч; 𝑇э - тариф на электрическую энергию, руб./(кВт·ч). Количество электрической энергии, кВт·ч, находим по формуле БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 74 Д

𝑄э = 𝑞 𝜇 (4.4) где µ - коэффициент трансформации. Экономия денежных средств, при применении ТН для нужд теплоснабжения находится по формуле, руб. 𝐷 = Э − Этн (4.5) Следовательно, срок окупаемости, лет, может быть определен по формуле С= К1 𝐷 (4.6) где К1 - капитальные затраты на приобретение и установку теплового насоса. Количество теплоты согласно формуле (4.2) 10−3 · 24 · 50000 · 3300 𝑞= = 80816 кВт · ч = 69,49 Гкал 19 + 30 Эксплуатационные затраты в соответствии с формулой (4.1) Э = 69,49 · 1807,58 = 125608 руб. Количество теплоты согласно формуле (4.2) 10−3 · 24 · 9400 · 3300 𝑞= = 15193 кВт 19 + 30 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 75 Д

Количество электрической энергии находим по формуле (4.4) 𝑄э = 15193 = 2866,6 кВт · ч 5,3 Затраты на электрическую энергию, необходимую для работы ТН, согласно формуле (4.3) Этн = 2866,6 · 3,79 = 10864 руб. Экономия денежных средств при применении ТН находим по формуле (4.5) 𝐷1 = 125608 − 10864 = 114744 руб. Срок окупаемости согласно формуле (4.6) С= 346581 = 3,02 года 114744 БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 76 Д

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Использование теплового насоса в качестве источника тепловой энергии, является одним из эффективных способов выработки тепловой энергии, а так же утилизатором вторичных энергоресурсов. При этом мы достигаем снижения расхода газа на выработку тепловой энергии. Модернизированная схема котельной с учетом теплового насоса не требует больших капитальных вложений. Произведен тепловой и конструктивный расчет основного оборудования теплового насоса и предложено его конструктивное решение, которое отличается простотой и надежностью. Затраты на установку теплового насоса составили 346581 при сроке окупаемости в 3,02 года. БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 77 Д

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1) Bouma J. The market of heat pumps in Europe // VI conference of the international power Agency on heat pumps. - Berlin, 2009. Carel. Passive temperature probes. User manual [Электронный ресурс] - 2) режим доступа: http://www.carelrussia.com/passive-temperature-sensors (Дата обращения 03.04.2020) 3) Geothermal heat pumps [Электронный ресурс] – режим доступа: http://energy.gov/energysaver/articles/geothermal-heat-pumps (Дата обращения 03.04.2020) 4) Васильев Г. П. Теплоохладоснабжение зданий и сооружений с использованием низкопотенциальной тепловой энергии поверхностных слоев земли. Монография/ Г. П. Васильев - М.: Москва, 2006. - 167с. 5) Интенсификация теплообмена в испарителях холодильных машин / А. А. Гоголин, Г. Н. Данилова, В. М. Азарсков [и др.]. М. : Легк. и пищ. пром-сть, 1982, – 224 с. 6) История тепловых насосов. [Электронный ресурс] - режим доступа: http://osipovs.ru/index.php/istory-tn (Дата обращения 04.04.2020) 7) аппаратов Криворот А. С. Конструкция и основы проектирования машин и химической промышленности / А. С. Криворот. – М. : Машиностроение, 1976, – 170 с. 8) Курылев Е. С. Холодильные установки / Е. С. Курылев, Н. А. Герасимов. - Л. : Машиностроение, 1980. – 170 с. 9) Мировой опыт использования ТН [Электронный ресурс] - режим доступа: http://geo42.ru/archives/3456 (Дата обращения 04.04.2020) 10) и перечня Млынчик, В.И. Методика определения потенциала энергосбережения типовых мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. В. И. Млынчик, А. Е. Ерастров, И. А. Вишневская. // СРО НП «ТРИ-Э», 2011. – 76 с. БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 78 Д

11) О рынке тепловых насосов в США [Электронный ресурс] - режим доступа: http://www.sostav.ru/blogs/30109/16185/ (Дата обращения 07.04.2020) 12) Опыт применения тепловых насосов в России [Электронный ресурс] - режим доступа: http://www.netgaza.ru/stati/53-primenenija-tn-v-rossii.html (Дата обращения 07.04.2020) 13) режим Особенности применения тепловых насосов [Электронный ресурс] - доступа: http://portal-energo.ru/articles/details/id/129 (Дата обращения 09.04.2020) 14) Проектирование холодильных сооружений: справочник / под ред. А.В. Быкова. - М. : Легк. и пищ. пром-сть, 1978. - 225 с. 15) Промышленные фторорганические продукты: Справ. изд. / Б. Н. Максимов, В. Г. Барабанов, И. Л. Серушкин и др. - Л.: Химия, 1990. - 464 с. 16) Проценко В. П. Проблемы использования теплонасосных установок в системах централизованного теплоснабжения // Энергетическое строительство. 1994. - № 2. 17) Распоряжение Правительства РФ от 08.01.2009 № 1-р “Об основных направлениях государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года”: офиц. текст. [Электронный ресурс] режим доступа: http://base.garant.ru/194737/ (Дата обращения 03.05.2020) 18) Расчет парокомпрессионных холодильных установок : учеб. пособие А. П. Левцев, А. И. Лысяков. - Саранск : Изд-во Мордов. ун-та, 2014. - 100 с. 19) вторичных Руководство по применению тепловых насосов с использованием энергетических ресурсов и нетрадиционных возобновляемых источников энергии [Текст]: метод. Пособие/ Г. П Васильев и др. Москомархитектура, 2001. - 57с. 20) СНиП 23-01-99. Строительная климатология. - М., 2003. - 108 с. 21) Соколов Е. Я. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения : учеб. пособие / Е. Я. Соколов, В. М. Бродянский - 2изд., перераб. - М. : Энергоиздат, 1981. - 320 с. БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 79 Д

22) Сравнительный расчет энергозатрат систем отопления с применением тепловых насосов, дизельного, электрического и газового котлов [Электронный ресурс] - режим доступа: http://www.santexnn.ru/ (Дата обращения 26.04.2020) 23) Теплообменные аппараты холодильных установок / Г. Н. Данилова, С. Н. Богданов, О. П. Иванов [и др.]. - Л. : Машиностроение, 1986. - 303 с. 24) Теплообменные аппараты, приборы автоматизации и испытания холодильных машин / под ред. А. В. Быкова. - М. : Легк. и пищ. пром-сть, 1984. 249 с. 25) Трубаев, П. А. Тепловые насосы. Учебное пособие для магистров / П. А. Трубаев, Б. М. Гришко - М.; Изд-во Белгород, 2009. - 142 с. 26) Холодильные машины : справочник / под ред. А. В. Быкова. - М. : Легк. и пищ. пром-сть, 1982. - 225 с. 27) Шашин, В. М. Гидромеханика : учебник для техн. вузов / В. М. Шашин. - М. : Высш. шк., 1990. - 384 с. 28) Яшкаров Б. П. Справочник механика по холодильным установкам / Б. П. Яшкаров, И. В. Смирнова. - Л. : Агропромиздат, 1989. - 312 с. 29) Янтовский, Е.И. Промышленные тепловые насосы / Е.И. Янтовский, Л.А. Левин. – М.: Энергоатомиздат – 1989. – 128 с. 30) Явнель, Б.К. Курсовое и дипломное проектирование холодильных установок и систем кондиционирования воздуха. / Б.К. Явнель. – М.: ВО «Агропромиздат» – 1988. – 225 с. БР-02069964-13.03.01-18-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 80 Д

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв