Нетрадиционные источники энергии при энергоснабжении автономных потребителей

Содержание

Аннотация

Введение

. Современные методы генерации электроэнергии из энергии ветра

1.1 Использование энергии ветра

1.2 Ветроэнергетика в России

1.3 Перспективы

2. Экономические аспекты ветроэнергетики

3. Экологические аспекты ветроэнергетики

4. Определение потребностей потребителей

.1 Жилой дом

.2 Школа

4.3      Детское дошкольное учреждение

5. Моделирование систем на базе традиционных источников энергии

.1 Использование программной среды TRNSYS для проектирования систем тепло- и электроснабжения автономных потребителей

.2 Схема системы электроснабжения от дизель-генератора и теплоснабжения от водогрейной котельной

.3 Схема системы электроснабжения от дизель-генератора и теплоснабжения от водогрейной котельной с использованием утилизационного тепла дизель-генератора

. Моделирование систем на базе энергии ветра

.1 Схема системы тепло- и электроснабжения на базе ветроэлектрической установки и котельной

.2 Схема системы тепло- и электроснабжения на базе ветроэлектрической установки и котельной с использованием утилизационного тепла дизель-генератора

.3 Схема системы электроснабжения на базе ветрокомпрессорной установки с бескомпрессорной газовой турбиной и теплоснабжения от котельной

.4 Схема системы тепло- и электроснабжения на базе ветрокомпрессорной установки с бескомпрессорной газовой турбиной (с использованием утилизации теплоты)

Заключение

Список литературы

 

Аннотация

Данная дипломная работа посвящена актуальной тематике -использованию нетрадиционных источников энергии при энергоснабжении автономных потребителей, имеющих ограниченное количество собственных энергоресурсов. В качестве нетрадиционного источника энергии используется энергия ветра. Для комплексного расчета энергетической эффективности и определения расхода топлива в различных схемах энергоснабжения было проведено моделирование в программной среде TRNSYS.

Annotation

graduation work devotes to a relevant theme - using renewable sources of energy at energy supplying of remote consumers, which have limited quantity of their own energy resources. As renewable source of energy is used energy of the wind. There were modeling at software environment of TRNSYS for integrated calculation of the energy effectiveness and determination of the oil consumption in various schemes of energy supplying.

Введение

В настоящее время для энергоснабжения автономных потребителей используется система, где электрическая энергия вырабатывается на дизельной электростанции (ДЭС), а тепловая - на водогрейной котельной. Для более эффективной работы данная схема энергоснабжения может быть дополнена и улучшена. В качестве дополнительно используемых ресурсов могут быть использованы возобновляемые источники энергии. К примеру, энергия ветра.

Использование энергии ветра не только помогает решить многие проблемы энергоснабжения удаленных объектов, но и получить независимость от местных энергоснабжающих организаций.

Ветроэнергетика - отрасль энергетики, специализирующаяся на использовании энергии ветра - кинетической энергии воздушных масс в атмосфере. Энергию ветра относят к возобновляемым видам энергии, так как она является следствием деятельности солнца.

Энергия ветра издавна использовалась людьми. В XVI веке в городах Европы начинают строить водонасосные станции с использованием гидродвигателя и ветряной мельницы. Толедо - 1526 г., Глочестер - 1542 г., Лондон - 1582 г., Париж - 1608 г., и др.

Первая в мире современная ветроэлектростанция с горизонтальной осью мощностью 100 кВт была построена в 1931 году в Крыму.

1. Лопасти турбины

. Ротор

. Направление вращения лопастей

. Демпфер

. Ведущая ось

. Механизм вращения лопастей

. Электрогенератор

. Контроллер вращения

. Анемоскоп и датчик ветра

. Хвостовик анемоскопа

. Гондола

. Ось электрогенератора

. Механизм вращения турбины

. Двигатель вращения

. Мачта

Автономные ветрогенераторы состоят из генератора, хвостовика, мачты, контроллера, инвертора и аккумуляторной батареи. У классических ветровых установок - 3 лопасти, закреплённых на роторе. Вращаясь ротор генератора создаёт трёхфазный переменный ток, который передаётся на контроллер, далее ток преобразуется в постоянное напряжение и подаётся на аккумуляторную батарею.

1. Современные методы генерации электроэнергии из энергии ветра

Современные ветрогенераторы работают при скоростях ветра от 3-4 м/с до 25 м/с. Мощность ветрогенератора зависит от площади, заметаемой лопастями генератора. Например, турбины мощностью 3 МВт (V90) производства датской фирмы Vestas имеют общую высоту 115 метров, высоту башни 70 метров и диаметр лопастей 90 метров. В августе 2002 года компания Enercon построила прототип ветрогенератора E-112 мощностью 4,5 МВт. До декабря 2004 года турбина оставалась крупнейшей в мире. В декабре 2004 года германская компания REpower Systems построила свой ветрогенератор мощностью 5,0 МВт. Диаметр ротора этой турбины 126 метров, вес гондолы - 200 тонн, высота башни - 120 м. В конце 2005 года Enercon увеличил мощность своего ветрогенератора до 6,0 МВт. Диаметр ротора составил 114 метров, высота башни 124 метра. Компания Clipper Windpower разрабатывает ветрогенератор мощностью 7,5 МВт для офшорного применения.

Наибольшее распространение в мире получила конструкция ветрогенератора с тремя лопастями и горизонтальной осью вращения, хотя кое-где ещё встречаются и двухлопастные. Были попытки построить ветрогенераторы так называемой ортогональной конструкции, то есть с вертикальным расположением оси вращения. Считается, что они имеют преимущество в виде очень малой скорости ветра, необходимой для начала работы ветрогенератора. Главная проблема таких генераторов - механизм торможения. В силу этой и некоторых других технических проблем ортогональные ветроагрегаты не получили практического распространения в ветроэнергетике.

Наиболее перспективными местами для производства энергии из ветра считаются прибрежные зоны. В море, на расстоянии 10-12 км от берега (иногда и дальше), строятся офшорные ветряные электростанции. Башни ветрогенераторов устанавливают на фундаменты из свай, забитых на глубину до 30 метров. Могут использоваться и другие типы подводных фундаментов, а также плавающие основания. Первый прототип плавающей ветряной турбины построен компанией H Technologies BV в декабре 2007 года. Ветрогенератор мощностью 80 кВт установлен на плавающей платформе в 10,6 морских милях от берега Южной Италии на участке моря глубиной 108 метров.

 

1.1 Использование энергии ветра

Ветроэнергетика является бурно развивающейся отраслью. В 2008 году суммарные мощности ветряной энергетики выросли во всём мире до 120 ГВт. Ветряные электростанции всего мира в 2007 году произвели около 200 млрд кВт·ч, что составляет примерно 1,3% мирового потребления электроэнергии. Во всём мире в 2008 году в индустрии ветроэнергетики были заняты более 400 тысяч человек. В 2008 году мировой рынок оборудования для ветроэнергетики вырос до 36,5 миллиардов евро, или около 46,8 миллиардов американских долларов.

В 2007 году в Европе было сконцентрировано 61% установленных ветряных электростанций, в Северной Америке 20%, в Азии 17%.

Данные по установленным мощностям ветроустановок в некоторых странах мира приведены в таблице 1, а значения суммарных мощностей установленных ветроустновок в мире приведены в таблице 2.

Некоторые данные по зарубежным странам:

Страны Евросоюза в 2005 году вырабатывали из энергии ветра около 3% потребляемой электроэнергии. В Дании 20% электроэнергии вырабатывается за счет ветра. В Германии установлено самое большое количество ветряных генераторов. Португалия и Испания в некоторые дни 2007 года из энергии ветра вырабатывали около 20% электроэнергии.

Таблица 1

Суммарные установленные мощности ветроустановок, МВт, по странам мира 2005-2007 г. (Данные Европейской ассоциации ветроэнергетики (EWEA))

Страна	2005 г., МВт	2006 г., МВт	2007 г., МВт	2008 г., МВт
Германия	18428	20622	22247	23903
Испания	10028	11615	15145	16754
США	9149	11603	16818	25170
Китай	1260	2405	6050	12210
Украина	77,3	86	89	89
Россия	14	15,5	16,5	16,5

Таблица 2

Суммарные установленные мощности ветроустановок, МВт, и прогноз Всемирной ассоциации ветроэнергетики (WWEA) до 2010 г.

1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009 прогноз	2010 прогноз
13696	18039	24320	31164	39290	47686	59004	73904	93849	120791	140000	170000

марта 2008 года в Испании из энергии ветра было выработано 40,8% всей электроэнергии страны [14]. В 2007 году в США из энергии ветра было выработано 48 млрд. кВт*ч электроэнергии, что составляет более 1% электроэнергии, произведенной в США за 2007 год. В США ветрогенераторами вырабатывается самое большое количество энергии.

Техасский миллиардер Пикенс намерен построить в Западном Техасе самую большую ветряную электростанцию. Этот проект является частью так называемого плана Пикенса по вложению 1 млрд. долларов в создание «ветряного коридора» от Дакоты до Техаса.

Только за последний год в Китае количество электроэнергии, вырабатываемой ветром, удвоилось.

 

1.2 Ветроэнергетика в России

На сегодняшний день Россия отстает от других стран как по установленным ветроэнергетическим мощностям, так и по темпам роста отрасли. На конец 2008 года в России было 16,5 МВт ВЭС. Внедрение новых ветроэнергетических мощностей происходит в России достаточно медленными темпами (в 2005 году - 14; 2006 - 15,5; в 2007 году - 16,5 МВт в 2008 году новые мощности не вводились). В среднем темпы прироста составляют 8% в год (в Китае он составляет ~60%, США ~ 30%, Испании ~ 20%).

Технический потенциал ветровой энергии России оценивается свыше 50 000 миллиардов кВт·ч/год. Экономический потенциал составляет примерно 260 млрд кВт·ч/год, то есть около 30% производства электроэнергии всеми электростанциями России.[13]

Одна из самых больших ветроэлектростанций России (5,1 МВт) расположена в районе поселка Куликово Зеленоградского района Калининградской области. Её среднегодовая выработка составляет около 6 млн кВт·ч.[13]

На Чукотке действует Анадырская ВЭС мощностью 2,5 МВт (10 ветроагрегатов по 250 кВт) среднегодовой выработкой более 3 млн кВт·ч, параллельно станции установлен ДВС, вырабатывающий 30% энергии установки.

Также крупные ветроэлектростанции расположены у деревни Тюпкильды Туймазинского района республики Башкортостан (2,2 МВт).[13]

В Калмыкии в 20 км от Элисты размещена площадка Калмыцкой ВЭС планировавшейся мощностью в 22 МВт и годовой выработкой 53 млн кВт·ч, на 2006 год на площадке установлена одна установка «Радуга» мощностью 1 МВт и выработкой от 3 до 5 млн кВт·ч.

В республике Коми вблизи Воркуты строится Заполярная ВДЭС мощностью 3 МВт. На 2006 действуют 6 установок по 250 кВт общей мощностью 1,5 МВт.

На острове Беринга Командорских островов действует ВЭС мощностью 1,2 МВт.

В 1996 году в Цимлянском районе Ростовской области установлена Маркинская ВЭС мощностью 0,3 МВт.

В Мурманске действует установка мощностью 0,2 МВт.

Существуют проекты на разных стадиях проработки Ленинградской ВЭС 75 МВт Ленинградская область, Ейской ВЭС 72 МВт Краснодарский край, Морской ВЭС 30 МВт Карелия, Приморской ВЭС 30 МВт Приморский край, Магаданской ВЭС 30 МВт Магаданская область, Чуйской ВЭС 24 МВт Республика Алтай, Усть-Камчатской ВДЭС 16 МВт Камчатская область, Новиковской ВДЭС 10 МВт Республика Коми, Дагестанской ВЭС 6 МВт Дагестан, Анапской ВЭС 5 МВт Краснодарский край, Новороссийской ВЭС 5 МВт Краснодарский край и Валаамской ВЭС 4 МВт Карелия.

Успешным примером реализации возможностей ветряных установок в сложных климатических условиях является ветродизельная электростанция на мысе Сеть-Наволок.

Началось строительство «Морского ветропарка» в Калининградской области мощностью 50 МВт. В 2007 году этот проект был заморожен.

Как пример реализации потенциала территорий Азовского моря можно указать Новоазовскую ВЭС, действующей на 2007 год мощностью в 20,4 МВт, установленную на украинском побережье Таганрогского залива.

Реализуется «Программа развития ветроэнергетики РАО „ЕЭС России“». На первом этапе (2003-2005 г.) начаты работы по созданию многофункциональных энергетических комплексов (МЭК) на базе ветрогенераторов и двигателей внутреннего сгорания. На втором этапе будет создан опытный образец МЭТ в посёлке Тикси - ветрогенераторы мощностью 3 МВт и двигатели внутреннего сгорания. В связи с ликвидацией РАО ЕЭС России все проекты, связанные с ветроэнергетикой были переданы компании РусГидро. В конце 2008 года РусГидро начала поиск перспективных площадок для строительства ветряных электростанций[10].

 

1.3 Перспективы

Запасы энергии ветра более чем в 100 раз превышают запасы гидроэнергии всех рек планеты.

Правительством Канады установлена цель к 2015 году производить 10% электроэнергии из энергии ветра.

Германия планирует к 2020 году производить 20% электроэнергии из энергии ветра [11].

Европейским Союзом установлена цель: к 2010 году установить 40 тыс. МВт ветрогенераторов, а к 2020 году - 180 тыс. МВт.

В Испании к 2011 году будет установлено 20 тыс. МВт ветрогенераторов.

В Китае принят Национальный План Развития. Планируется, что установленные мощности Китая должны вырасти до 5 тыс. МВт к 2010 году и до 30 тыс. МВт к 2020 году

Индия к 2012 году увеличит свои ветряные мощности в 4 раза в сравнении с 2005 годом. К 2012 году будет построено 12 тыс. МВт новых ветряных электростанций.

Новая Зеландия планирует производить из энергии ветра 20% электроэнергии.

Египет - к 2010 году установить 850 МВт новых ветрогенераторов.

Япония планирует к 2010 - 2011 году увеличить мощности своих ветряных электростанций до 3000 МВт.

Международное Энергетическое Агентство International Energy Agency (IEA) прогнозирует, что к 2030 году спрос на ветрогенерацию составит 4800 гигаватт.

2. Экономические аспекты ветроэнергетики

Ветер не принадлежит никому, поэтому многие думают, что энергия ветра стоит меньше энергии, для выработки которой необходимо дорогостоящее топливо. Однако первоначальные инвестиции в ветроэнергетику достаточно велики. Стоимость ветроустановки составляет 1,5-2 миллиона долларов из расчета за 1 мегаватт установленной мощности, что сопоставимо по стоимости с тепловыми электростанциями.

Экономия топлива

Ветряные генераторы практически не потребляют ископаемого топлива. Работа ветрогенератора мощностью 1 МВт за 20 лет эксплуатации позволяет сэкономить примерно 29 тыс. тонн угля или 92 тыс. баррелей нефти.

Себестоимость электроэнергии

Себестоимость электричества, производимого ветрогенераторами, зависит от скорости ветра. В таблице 3 приведены данные по себестоимости электроэнергии, произведенной ветрогенератором, в зависимости от скорости ветра (для США).

Таблица 3

Себестоимость кВт*ч электроэнергии, произведенной ветрогенератором, в зависимости от скорости ветра

Скорость ветра, м/с	Себестоимость (для США, 2004 год)
7,16	4,8 цента/кВт·ч
8,08	3,6 цента/кВт·ч
9,32	2,6 цента/кВт·ч

Для сравнения: себестоимость электричества, производимого на угольных электростанциях США, 4,5-6 цента/кВт·ч. Средняя стоимость электричества в Китае 4 цента/кВт·ч.

В марте 2006 года Earth Policy Institute (США) сообщил о том, что в двух районах США стоимость ветряной электроэнергии стала ниже стоимости традиционной энергии. Осенью 2005 года из-за роста цен на природный газ и уголь стоимость ветряного электричества стала ниже стоимости электроэнергии, произведённой из традиционных источников. Компании Austin Energy из Техаса и Xcel Energy из Колорадо первыми начали продавать электроэнергию, производимую из ветра, дешевле, чем электроэнергию, производимую из традиционных источников.

Другие экономические проблемы

Ветроэнергетика является нерегулируемым источником энергии. Выработка ветроэлектростанции зависит от силы ветра - фактора, отличающегося большим непостоянством. Соответственно, выдача электроэнергии с ветрогенератора в энергосистему отличается большой неравномерностью как в суточном, так и в недельном, месячном, годовом и многолетнем разрезе. Учитывая, что энергосистема сама имеет неоднородности энергонагрузки (пики и провалы энергопотребления), регулировать которые ветроэнергетика, естественно, не может, введение значительной доли ветроэнергетики в энергосистему способствует её дестабилизации. Понятно, что ветроэнергетика требует резерва мощности в энергосистеме (например, в виде газотурбинных электростанций), а также механизмов сглаживания неоднородности их выработки. Данная особенность ветроэнергетики существенно удорожает получаемую от них электроэнергию. Энергосистемы с большой неохотой подключают ветрогенераторы к энергосетям, что привело к появлению законодательных актов, обязующих их это делать.

Проблемы в сетях и диспетчеризации энергосистем из-за нестабильности работы ветрогенераторов начинаются после достижения ими доли в 20-25% от общей установленной мощности системы. Для России это будет показатель, близкий к 50 тыс.-55 тыс. МВт.

По данным испанских компаний «Gamesa Eolica» и «WinWind» точность прогнозов выдачи энергии ветростанций при почасовом планировании на рынке «на день вперед» превышает 95%.

Небольшие единичные ветроустановки могут иметь проблемы с сетевой инфраструктурой, поскольку стоимость линии электропередач и распределительного устройства для подключения к энергосистеме могут оказаться слишком большими.

Крупные ветроустановки испытывают значительные проблемы с ремонтом, поскольку замена крупной детали (лопасти, ротора и т. п.) на высоте более 100 м является сложным и дорогостоящим мероприятием.

Экономика малой ветроэнергетики

В России считается, что применение ветрогенераторов в быту для обеспечения электричеством малоцелесообразно из-за:

·              Высокой стоимости инвертора ~ 50% стоимости всей установки (применяется для преобразования переменного или постоянного тока получаемого от ветрогенератора в ~ 220В 50Гц (и синхронизации его по фазе с внешней сетью при работе генератора в параллель)

·              Высокой стоимости аккумуляторных батарей - около 25% стоимости установки (используются в качестве источника бесперебойного питания при отсутствии или пропадании внешней сети)

·              Для обеспечения надёжного электроснабжения к такой установке иногда добавляют дизель-генератор, сравнимый по стоимости со всей установкой.

В настоящее время, несмотря на рост цен на энергоносители, себестоимость электроэнергии не составляет сколько-нибудь значительной величины у основной массы производств по сравнению с другими затратами; ключевыми для потребителя остаются надёжность и стабильность электроснабжения.

Основными факторами, приводящими к удорожанию энергии, получаемой от ветрогенераторов, являются:

· Необходимость получения электроэнергии промышленного качества ~ 220В 50 Гц (требуется применение инвертора)

·              Необходимость автономной работы в течение некоторого времени (требуется применение аккумуляторов)

·              Необходимость длительной бесперебойной работы потребителей (требуется применение дизель-генератора)

В настоящее время наиболее экономически целесообразно получение с помощью ветрогенераторов не электрической энергии промышленного качества, а постоянного или переменного тока (переменной частоты) с последующим преобразованием его в тепло, для обогрева жилья и получения горячей воды. Эта схема имеет несколько преимуществ:

· Отопление является основным энергопотребителем любого дома в России;

·              Схема ветрогенератора и управляющей автоматики кардинально упрощается;

·              Схема автоматики может быть в самом простом случае построена на нескольких тепловых реле;

·              В качестве аккумулятора энергии можно использовать обычный бойлер с водой для отопления и горячего водоснабжения;

·              Потребление тепла не так требовательно к качеству и бесперебойности: температуру воздуха в помещении можно поддерживать в широких диапазонах 19-25°С, а в бойлерах горячего водоснабжения 40-97°С без ущерба для потребителей.

3. Экологические аспекты ветроэнергетики

 

Выбросы в атмосферу

Ветрогенератор мощностью 1 МВт сокращает ежегодные выбросы в атмосферу 1800 тонн СО₂, 9 тонн SO₂, 4 тонн оксидов азота [14].

По оценкам Global Wind Energy Council к 2050 году мировая ветроэнергетика позволит сократить ежегодные выбросы СО₂ на 1,5 миллиарда тонн [15].

Шумовое воздействие

Распространено мнение, что турбины ветрогенераторов сильно шумят. Первые ветряные турбины действительно довольно сильно шумели. Самым неудачным был построенный в 1978 году в Северной Каролине ветрогенератор, который излучал низкочастотные звуковые волны, от которых дребезжали стекла в окнах близлежащих домов, и пугались люди. Но инженеры добиваются снижения уровня шума, и новые турбины работают намного тише, чем ранее разработанные.

Современные роторы ветрогенераторов вращаются медленнее, и лопасти располагаются по направлению движения ветра, т. е. перед самим ротором. Эти и другие усовершенствования позволили значительно снизить уровень шума ветряных турбин. Однако люди, живущие по соседству с полями ветряков, продолжают жаловаться на шум, поэтому ищут новые пути решения проблемы.

Ветряные энергетические установки производят две разновидности шума:

· механический шум (шум от работы механических и электрических компонентов)

·              аэродинамический шум (шум от взаимодействия ветрового потока с лопастями установки)

Таблица 4

Некоторые источники шума и создаваемые ими шумовые воздействия

Источник шума	Уровень шума, дБ
Болевой порог человеческого слуха	120
Шум турбин реактивного двигателя на удалении 250 м	105
Шум от отбойного молотка в 7 м	95
Шумовой фон в офисе	60
Шум от легковой автомашины при скорости 64 км/ч	55
Шум от ветрогенератора в 350 м	34-45

В непосредственной близости от ветрогенератора у оси ветроколеса уровень шума достаточно крупной ветроустановки может превышать 100 дБ.

Использование земли

Турбины занимают только 1% от всей территории ветряной фермы. На 99% площади фермы возможно заниматься сельским хозяйством или другой деятельностью [13], что и происходит в таких густонаселенных странах, как Дания, Нидерланды, Германия. Фундамент ветроустановки, занимающий место около 10 м в диаметре, обычно полностью находится под землей, позволяя расширить сельскохозяйственное использование земли практически до самого основания башни.

Таблица 5

Удельная потребность в площади земельного участка для производства 1 млн. кВт*ч электроэнергии

Источник энергии	Удельный показатель площади земельного участка, требующейся для производства 1 млн кВт*ч за 30 лет,
Геотермальный источник	404
Ветер	800-1335
Фотоэлектрический элемент	364
Солнечный нагревательный элемент	3561
Уголь	3642

Вред, наносимый животным и птицам

Таблица 6

Вред, наносимый животным и птицам [13]

Причины гибели птиц (из расчета на 10000)	Количество смертей
Дома/окна	5500
Кошки	1000
ЛЭП	800
Механизмы	700
Пестициды	700
Телебашни	250
Ветряные турбины	1

Популяции летучих мышей, живущие рядом с ВЭС на порядок более уязвимы, нежели популяции птиц. Возле концов лопастей ветрогенератора образуется область пониженного давления, и млекопитающие, попавшие в неё, получают баротравму. Более 90% летучих мышей, найденных рядом с ветряками, обнаруживают признаки внутреннего кровоизлияния по объяснениям ученых, птицы имеют иное строение лёгких, а потому более резистентны к резким перепадам давления и страдают только от непосредственного столкновения с лопастями ветряков. [12]

4. Определение потребности в энергии

Определим количество тепловой и электрической энергии, которое необходимо потребителям, проживающим в поселке городского типа в условиях города Владивостока. Поселок состоит из 15 жилых зданий, школы и детского дошкольного учреждения. Нагрузка промышленных потребителей не учитывается. Отопительную тепловую нагрузку рассчитаем по методу теплового баланса.

4.1 Жилой дом

Здание представляет собой 14-ти этажный жилой дом со встроенными помещениями на первом этаже. Между первым нежилым этажом и жилой частью дома расположен технический этаж для размещения инженерных коммуникаций. Здание - бесчердачное.

На первом этаже размещаются нежилые помещения свободного назначения. В проекте предусматриваются одно-, двух- и трехкомнатные квартиры - всего 138 квартир. В состав жилой зоны входят холл, гостиная, столовая, кухня, туалет. Выделяется спальная зона.

Типовые этажи высотой 3м, высота первого нежилого этажа - 4 м, высота технического этажа 2,4 м. Кровля - плоская, совмещенная, неэксплуатируемая, с внутренним водостоком.

Объёмно-планировочные показатели:

Строительный объем здания - 53619 ;

в том числе отапливаемая часть - 45070 ;

Площадь квартир - 9106 ;

Площадь жилых комнат - 5008 ;

Площадь нежилых помещений - 822 ;

Расчетное количество жителей - 215 человек.

Расчет теплотехнических характеристик наружных ограждающих конструкций

Исполнение наружных стен здания (от внешней поверхности):

клеевая штукатурка

, 10мм (выполняется по системе «Синтеко»);

минераловатные плиты

, 120мм типа «Фасад Баттс» Роквулл Польша;

пеногазобетонные блоки

, , 300мм;

цементно-песчаная штукатурка

, 20мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такой стены с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.85 составит:

,

где - коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающей конструкции,

- коэффициент теплоотдачи наружной поверхности ограждающей конструкции (для зимних условий),

сумма термических сопротивлений многослойной ограждающей конструкции. Это отвечает требованиям СНиП 23-02-2003, для жилых зданий - не менее 3,13.

Совмещенное кровельное покрытие состоит из: (от внутренней поверхности)

монолитной железобетонной плиты перекрытия

, 200мм;

минераловатных плит типа «Руф Баттс» Роквулл

, 200мм;

слоя керамзитового гравия для создания уклона толщиной от 50 до 150мм

, 100мм;

армированной сеткой цементно-песчаной стяжки

, 40мм;

кровельного покрытия из 3-х слоев филизола

, 10мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такого покрытия с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.95 составит:

,

что соответствует требованиям СНиП 23-02-2003, для покрытия отапливаемых чердаков жилых зданий - не менее 3,67.

Пол первого этажа имеет следующую конструкцию (к внутренней поверхности):

железобетонная плита перекрытия

, 200мм;

цементно-песчаный раствор

, 20мм;

слой керамзита

, 60мм;

цементно-песчаная стяжка

, 40мм;

чистый пол.

Приведенное сопротивление теплопередаче такого покрытия с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=1 составит:

.

,

что соответствует требованиям СНиП 23-02-2003, для помещений общественного назначения - не менее 3,05.

Оконные блоки и балконные двери - двухкамерный стеклопакет в деревянных переплетах

Приведенное сопротивление теплопередаче входных наружных утепленных дверей

Расчет приведенного трансмиссионного коэффициента теплопередачи здания

Приведенный трансмиссионный коэффициент теплопередачи совокупности наружных ограждений здания (с учетом Приложения Г СНиП 23-02-2003):

где - площадь наружных стен;

- площадь окон и балконных дверей квартир;

- площадь окон 1-го нежилого этажа;

- площадь окон ЛЛУ;

- площадь балконных дверей наружных переходов ЛЛУ;

- площадь входных дверей;

- площадь перекрытий над техподпольем;

- площадь кровельного перекрытия.

Расчет условного инфильтрационного коэффициента теплопередачи здания

= 20- расчетная температура воздуха в жилых помещениях здания;

= 18- расчетная температура воздуха в нежилых помещениях здания;

= -26- расчетная температура наружного воздуха;

= -3,1- средняя температура наружного воздуха за отопительный период.

В соответствии с п.п. Г.3-Г.5 СНиП 23-02-2003 для жилой части дома определяем этот коэффициент из нормы притока наружного воздуха: при заселенности более 20/чел (9106/215=42,3/чел) - 0,35 объема квартир обмена в час, но не менее 30/ч на человека:

/ч;

/ч.

В расчет идет большее значение - 8765/ч. С учетом плотности воздуха для средней температуры между наружным и внутренним воздухом, которая в расчетных условиях будет:

а для средней температуры отопительного периода:

условный инфильтрационный коэффициент теплопередачи в квартирах в расчетных и среднезимних условиях соответственно будет:

Для нежилых помещений 1-го этажа принимаем расчетный воздухообмен, обеспечиваемый нагревом от системы отопления в объеме 4 в час на расчетной площади только в рабочее время (СНиП 31-05-2003, табл.8-1), в нерабочее время для этих помещений и для помещений вестибюлей, входов и помещений ЛЛУ - исходя из воздухопроницаемости светопрозрачных наружных ограждений и наружных дверей (воздухопроницаемостью стен и перекрытий пренебрегаем ввиду их несравнимой малости) под действием расчетной разности давлений воздуха на наружной и внутренней поверхностях ограждения из-за теплового и ветрового напоров.

Разность давлений воздуха находится из формулы 13 СНиП 23-03-2003 с уточнениями по п.Г.5.2 Приложения того же СНиП, полагая, что рассматриваемые помещения находятся под разрежением и с наветренной стороны.

Для входных дверей в здание и окон 1го нежилого этажа:

,

где B - коэффициент, учитывающий положение рассматриваемых проемов по высоте,

для входных дверей B=0.55, для окон и витражей B=0,28.

Для окон и витражей жилой части:

.

H - высота здания от пола 1го этажа до верха вытяжной шахты, м;

=

удельный вес наружного воздуха, равный в расчетных условиях при а при средней температуре отопительного периода

=

удельный вес внутреннего воздуха при определении инфильтрации через окна нежилых помещений для расчетной температуры  а для средней температуры воздуха отопительного периода

через входные двери в здание при

v - расчетная скорость ветра для г.Владивостока 4,9 м/с, а при среднезимних условиях 3,8 м/с в соответствии со СНиП 23-01-99*.

Тогда разность давлений воздуха для витражей ЛЛУ, входных наружных дверей и окон нежилого этажа при высоте здания до обреза вытяжной шахты Н = 48,7м, соответственно, в расчетных условиях:

То же при средней температуре отопительного периода:

Сопротивления воздухопроницанию наружных ограждающих конструкций (из сертификата испытаний):

окон нежилых помещений:

;

окон ЛЛУ:

;

балконных дверей переходов ЛЛУ:

;

входных наружных дверей:

.

Количество воздуха, прошедшее через ограждения нежилых помещений и ЛЛУ под действием расчетной разности давлений:

Инфильтрационный коэффициент теплопередачи составит:

,

где k - коэффициент встречного теплового потока в окнах с одинарным переплетом.

Суммарный приведенный инфильтрационный коэффициент теплопередачи для определения мощности системы отопления здания будет:

.

При средней температуре отопительного периода количество воздуха, прошедшее через витражи ЛЛУ и входные наружные двери составит:

.

Инфильтрационный коэффициент теплопередачи составит:

.

Соответственно, то же через закрытые окна помещений 1-го нежилого этажа в нерабочее время:

Условный инфильтрационный коэффициент теплопередачи в помещениях 1-го нежилого этажа в рабочее время при воздухообмене  составит:

где 0,9 - коэффициент пересчета полезной площади нежилых помещений в расчетную для встроенных помещений 1-го этажа.

Тогда интегральный инфильтрационный коэффициент теплопередачи в нежилых помещениях для определения теплопотребления за отопительный период (при 8-ми часовом рабочем дне и 5-ти дневной рабочей неделе) будет:

Суммарный условный инфильтрационный коэффициент теплопередачи составит:

Установленная мощность системы отопления

С учетом рекомендованной в СНиП 23-02-2003 величины удельных бытовых тепловыделений в квартирах 10,74 Вт/ площади жилых комнат при заселенности

,4 /чел (бытовые тепловыделения в нежилых помещениях не учитываются), установленная мощность системы отопления составит:

где - коэффициент, учитывающий дополнительное теплопотребление системы отопления.

Годовое потребление тепла на отопление

Потребность в тепловой энергии на отопление здания в течение отопительного периода определяем с учетом внутренних тепловыделений и теплопоступлений от солнечной инсоляции, что обеспечивается принятой системой авторегулирования теплоотдачи отопительных приборов.

Теплопоступления от солнечной радиации через светопрозрачные ограждения равны:

Бытовые тепловыделения принимают для помещений общественного назначения:

от людей:

(с учетом 10 расчетной площади на человека);

от освещения:

на 1 расчетной площади при длительности 50% рабочего времени;

от оборудования, оргтехники, компьютеров:

на 1 расчетной площади при коэффициенте использования 0,4.

Удельная величина бытовых тепловыделений в помещениях общественного назначения:

,

а суммарные тепловыделения в целом по дому за отопительный период составят:

где - продолжительность отопительного периода.

Потребность тепла на отопление с учетом нагрева наружного инфильтрирующегося воздуха и КПД автоматизации отопления =0,9:

где - коэффициент, учитывающий способность ограждающих конструкций помещений аккумулировать или отдавать тепло;

- градусосутки отопительного периода.

Потребность в тепловой энергии на горячее водоснабжение жилой части здания

Средний за сутки отопительного периода расход горячей воды:

где - норма расхода воды одним потребителем в средние сутки, л/сут чел.

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение для 1 жилого здания в отопительный период:

где  - температура горячей воды у водоразборных приборов;

- температура холодной водопроводной воды зимой;

 - коэффициент, учитывающий потери теплоты трубопроводами систем ГВС;

 - плотность воды, равная 1кг/л;

Cp - массовая теплоемкость воды, равная 4,2 кДж/(кг ).

Максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение при коэффициенте часовой неравномерности водопотребления:

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение для 1 жилого здания в летний период года:

где - температура холодной водопроводной воды летом;

- температура холодной водопроводной воды зимой.

Годовой расход тепла на ГВС с учетом выключения системы на ремонт:

где  - коэффициент, учитывающий снижение уровня водозабора в летний период.

Удельное теплопотребление:

Потребность в электрической энергии жилой частью

Электроприемниками являются: осветительные установки, квартирная розеточная сеть, противопожарные вентиляционные и сантехнические установки и лифты.

Расчетная мощность установленных электроприемников (в соответствии с «Инструкцией по расчету электрических нагрузок жилых зданий» РМ-2696, табл.2.1 и 4.1):

Годовое электропотребление с учетом среднесуточного потребления на одного жителя 0,3 кВт и числа часов использования максимума 3500ч:

Электропотребление за средние сутки:

Удельное электропотребление:

Расход тепловой энергии в отопительный период:

Общее удельное энергопотребление (энергоёмкость здания):

- годовой удельный базовый расход тепловой энергии на отопление за отопительный период без местного и индивидуального авторегулирования.

4.2 Школа

Проектируемое здание представляет собой 4-х этажное здание. Высота этажа от пола до потолка - 3м, от пола до пола - 3,3м. Над верхним этажом - холодный чердак со скатной оцинкованной кровлей. Пол основного здания - на грунту. Под полом встройки - неотапливаемый подвал с температурой +5, которая обеспечивается за счет трубопроводов отопления и ГВС, проходящих по нему.

Объёмно-планировочные показатели:

Строительный объем здания - 15021 ;

в том числе отапливаемая часть - 14629 ;

Полезная площадь- 3725 ;

Расчетная площадь - 2186 ;

Расчетное количество людей - 300 человек.

Расчет теплотехнических характеристик наружных ограждающих конструкций

Исполнение наружных стен основного здания: (от внутренней поверхности)

штукатурка цементно-песчаная

, , 30мм;

кирпич глиняный обыкновенный

, , 510мм;

минераловатные плиты типа «Фасад Баттс» Роквул

, , 150мм;

штукатурка цементно-песчаная по сетке

, , 30мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такой стены с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.8 составит:

.

Исполнение наружных стен дополнительной встройки: (от внутренней поверхности)

штукатурка цементно-песчаная

, , 30мм;

кирпич глиняный обыкновенный

, , 640мм;

минераловатные плиты типа «Фасад Баттс» Роквул

, , 140мм;

штукатурка цементно-песчаная по сетке

, , 30мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такой стены с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.8 составит:

.

Оконные блоки - с одинарным деревянным переплетом и 2-х камерным стеклопакетом, заполненным воздухом

.

Входные наружные двери:

сталь

, , 3мм;

минераловатные плиты типа «Лайт Баттс»

, , 40мм;

пергамин

, , 3мм;

сталь

, , 3мм.

.

Завершение основного здания (от внутренней поверхности):

выравнивающая цементно-песчаная стяжка М-150

,, 20мм;

монолитная железобетонная плита

, 80мм;

пароизоляция - 1 слой рубероида насухо

,, 5мм;

минераловатные плиты типа «Руф Баттс»

,, 190мм;

армостяжка из раствора М-150 по сетке

, , 20мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такого покрытия с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r = 0.95 составит:

Завершение встройки здания: (от внутренней поверхности)

выравнивающая цементно-песчаная стяжка М-150

,, 20мм;

монолитная железобетонная плита

, 140мм;

пароизоляция - 1 слой рубероида насухо

,, 5мм;

минераловатные плиты типа «Руф Баттс»

,, 190мм;

армостяжка из раствора М-150 по сетке

, , 20мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такого покрытия с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.95 составит:

Перекрытие над подвалом имеет следующую конструкцию: (в направлении вниз)

покрытие из линолеума

,, 3мм;

битум

,, 4мм;

плита древесно-волокнистая

,, 5мм;

монолитная железобетонная плита

,, 140мм;

минераловатные плиты типа «Лайт Баттс»

,, 50мм;

армостяжка из раствора М-150 по сетке

, , 30мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такого покрытия с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0,95 составит:

Полы на грунту в основном здании:

засыпка керамзитовым гравием (1-я и 2-я зоны)

, , 150мм.

зона

А1=16

зона

А2=133,6

зона

А3=117

4 зона

А4=338,4

Расчет приведенного трансмиссионного коэффициента теплопередачи здания

Приведенный трансмиссионный коэффициент теплопередачи совокупности наружных ограждений здания (с учетом Приложения Г СНиП 23-02-2003):

где - площадь наружных стен;

- площадь стен встройки;

- площадь окон;

- площадь входных дверей;

- площадь чердачного перекрытия основного здания;

- площадь чердачного перекрытия встройки;

- площадь перекрытий над подвалом;

- площадь полов по грунту.

Расчет условного инфильтрационного коэффициента теплопередачи здания

Разность давлений воздуха на наружной и внутренней поверхностях ограждений при расчетной температуре наружного воздуха для окон здания и входных дверей:

;

.

Часовой расход инфильтрирующегося наружного воздуха в расчетных условиях:

где - сопротивление воздухопроницанию окон;

- сопротивление воздухопроницанию входных дверей.

Приведенный инфильтрационный коэффициент теплопередачи составит в нерабочее время:

.

Установленная мощность системы отопления

Установленная мощность системы отопления:

Разность давлений воздуха на наружной и внутренней поверхностях ограждений при средней за отопительный период температуре наружного воздуха для окон здания и входных дверей:

;

.

Часовой расход инфильтрирующегося наружного воздуха в среднезимних условиях:

Приведенный инфильтрационный коэффициент теплопередачи составит в нерабочее время в среднезимних условиях:

.

Приведенный инфильтрационный (условный) коэффициент теплопередачи в рабочее время в объеме воздухообмена 1,5 на 1 расчетной площади помещений здания:

.

Интегральный инфильтрационный коэффициент теплопередачи здания для определения теплопотребления за отопительный период (при 12-ти часовом рабочем дне и 5-ти дневной рабочей неделе) составит:

.

Годовое потребление тепла на отопление

Потребность в тепловой энергии на отопление здания в течение отопительного периода определяем с учетом внутренних тепловыделений и теплопоступлений от солнечной инсоляции.

Теплопоступления через окна от солнечной радиации в отопительный период:

Внутренние теплопоступления принимаем, как суммарные тепловыделения:

от людей:

;

от освещения:

на 1 расчетной площади при длительности 65% рабочего времени;

от оборудования и оргтехники:

на 1 расчетной площади при коэффициенте использования 0,5

При расчете вводится понижающий коэффициент 0,7 на одновременность действия. Удельная величина внутренних тепловыделений в час за средние сутки:

,

а суммарные тепловыделения за отопительный период составят:

.

Общие теплопотери здания за отопительный период через наружные ограждающие конструкции:

Годовое потребление тепла на отопление с учетом полного использования внутренних тепловыделений и теплопоступлений от солнечной радиации и КПД автоматизации отопления =0,9:

Расчетный удельный расход тепловой энергии на отопление здания в холодный и переходный периоды года:

Удельная тепловая характеристика здания:

Удельный расчетный расход тепловой энергии на отопление:

Количество теплоты, подаваемое в систему отопления здания за отопительный период при центральном качественном регулировании и отсутствии местного или индивидуального регулирования (базовое количество теплоты):

Базовая удельная энергоемкость системы отопления здания за отопительный период:

Потребность в тепловой энергии на горячее водоснабжение здания

Средний за сутки отопительного периода расход горячей воды (согласно СНиП 2.04.01-85*):

,

где - норма расхода воды одним потребителем в средние сутки, л/сут ·чел.

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в отопительный период:

Максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение при коэффициенте часовой неравномерности водопотребления :

Удельный расчетный расход тепловой энергии на ГВС:

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период года:

где - температура холодной водопроводной воды летом;

- температура холодной водопроводной воды зимой.

Годовой расход тепловой энергии на ГВС с учетом выключения системы на ремонт:

Удельная энергоемкость системы горячего водоснабжения здания:

Потребность в электрической энергии

Расчетная мощность установленных электроприемников:

Годовое электропотребление:

Электропотребление за средние сутки:

Удельное электропотребление:

Общий расчетный расход тепловой энергии на здание:

Годовой расход тепловой энергии:

Общее удельное энергопотребление (энергоёмкость здания):

4.3 Детский сад

Детский сад размещается в 3-х этажном здании с техподпольем и скатной кровлей. Кроме групповых, спален, туалетных, буфетных в здании предусмотрены помещения для музыкальных и гимнастических занятий и административные помещения. Этажи связаны двумя лестничными клетками.

Конструктивная схема здания - монолитный каркас с монолитными безригельными перекрытиями и самонесущими наружными стенами. Высота этажа от пола до пола - 3,3м, техподполья - 3м.

Объёмно-планировочные показатели:

Строительный объем здания - 9004,3 ;

в том числе отапливаемая часть - 5930 ;

Полезная площадь- 1566,6 ;

Расчетная площадь - 1410 ;

Расчетное количество детей - 95 человек;

Расчетное число работающих - 32 человека.

Расчет теплотехнических характеристик наружных ограждающих конструкций

При теплотехнических расчетах в качестве расчетной принята температура внутреннего воздуха для всех помещений.

Температуру воздуха в техподполье определяют расчетом теплового баланса, учитываю поступление тепла от труб отопления и горячего водоснабжения и через перекрытие и потери тепла через наружные конструкции.

Исполнение наружных стен с  (от внутренней поверхности):

штукатурка цементно-песчаная

, , 40мм;

кладка из ячеистобетонных блоков (ГОСТ 21520-89) на клеевом растворе

, , 500мм;

цементно-песчаный раствор

, , 10мм;

кладка из глиняного кирпича (ГОСТ 530-95) ,

, 120мм;

штукатурка цементно-песчаная

, , 30мм;

Приведенное сопротивление теплопередаче такой стены с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.8 составит:

где 0,94 - коэффициент для кладки из ячеистых блоков на клеевом растворе.

Исполнение наружных стен с  (от внутренней поверхности):

штукатурка цементно-песчаная

, , 30мм;

кладка из глиняного кирпича (ГОСТ 530-95)

, , 120мм;

минераловатная плита “Rockwool” марки Кавити Баттс

, , 250мм;

кладка из глиняного кирпича (ГОСТ 530-95) ,

, 120мм;

плитка на акриловом клею

, , 120мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такой стены с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.8 составит:

Покрытие (от внутренней поверхности):

сухая штукатурка

, , 20мм;

обшивка из досок

, , 30мм;

- пароизоляция - полиэтиленовая пленка

R=0,14;

минераловатная плита “Rockwool” марки Венти Баттс

, 200мм;

воздушная прослойка 40мм;

настил из досок

, , 30мм.

- металлочерепица

, 200мм.

Перекрытие над техподпольем (от внутренней поверхности):

цементно-песчаная стяжка

,, 30мм;

, 200мм;

- монолитная железобетонная плита

,, 200мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такого покрытия с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.9 составит:

.

- для помещений с .

- для помещений с .

- для помещений с ;

- для помещений с .

Чердачное перекрытие (неотапливаемый чердак)

цементно-песчаная стяжка

,, 30мм;

жесткие минераловатные плиты Руф Баттс

, 200мм;

монолитная железобетонная плита

, 200мм.

Приведенное сопротивление теплопередаче такого покрытия с учетом коэффициента теплотехнической неоднородности r=0.95 составит:

.

Оконные блоки - из ПВХ профилей с трехслойным двухкамерным стеклопакетом, которые имеют

,

в помещении бассейна приняты блоки оконные деревянные одинарной конструкции, облицованные с наружной стороны алюминиевым профилем

Входные двери тамбуров в помещениях детского сада и бассейна, которые имеют соответствующие термические сопротивления:

 и .

Расчет приведенного трансмиссионного коэффициента теплопередачи здания

Приведенный трансмиссионный коэффициент теплопередачи совокупности наружных ограждений здания (с учетом Приложения Г СНиП 23-02-2003):

генерация электричество энергия ветер

где - площадь наружных стен с ;

- площадь наружных стен с ;

- площадь окон помещений с ;

- площадь окон помещений с ;

- площадь входных дверей тамбуров;

- площадь входных дверей помещения бассейна;

- площадь покрытия;

- площадь чердачного перекрытия;

- площадь перекрытий между техподпольем и помещениями с ;

- площадь перекрытий между техподпольем и помещениями с .

Расчет условного инфильтрационного коэффициента теплопередачи здания

=

удельный вес наружного воздуха в расчетных условиях при а при средней температуре отопительного периода

Удельный вес внутреннего воздуха, равный при определении инфильтрации через окна нежилых помещений для расчетной температуры

:=,

для средней температуры воздуха за отопительный период

для средней температуры воздуха за отопительный период для бассейна

через входные двери в здание при

Высота здания от земли до верха кровли 14,4 м.

Разность давлений воздуха будет:

для окон и витражей в расчетных условиях:

;

для окон и витражей при средней температуре отопительного периода:

;

- для окон и витражей при средней температуре отопительного периода для бассейна:

;

для наружных входных дверей в здание в расчетных условиях:

;

для наружных входных дверей в здание при средней температуре отопительного периода:

.

Часовой расход инфильтрирующегося наружного воздуха в расчетных условиях:

Инфильтрационный коэффициент теплопередачи составит в расчетных условиях:

.

При средней температуре за отопительный период:

.

Приведенный инфильтрационный (условный) коэффициент теплопередачи в рабочее время в объеме воздухообмена 6 на 1 расчетной площади помещений здания:

.

Интегральный инфильтрационный коэффициент теплопередачи здания для определения теплопотребления за отопительный период (при 12-ти часовом рабочем дне и 5-ти дневной рабочей неделе) составит:

.

Установленная мощность системы отопления

Установленная мощность системы отопления:

Годовое потребление тепла на отопление

Потребность в тепловой энергии на отопление здания в течение отопительного периода определяем с учетом внутренних тепловыделений и теплопоступлений от солнечной инсоляции.

Теплопоступления через окна от солнечной радиации в отопительный период:

Удельный расчетный расход тепловой энергии на отопление:

Удельная тепловая характеристика здания:

Внутренние теплопоступления принимаем, как суммарные тепловыделения:

от людей:

 при режиме работы по 12 часов в день и 5-ти дневной рабочей неделе;

от освещения:

на 1 расчетной площади при длительности 75% рабочего времени;

от техники:

на 1 расчетной площади при коэффициенте использования 0,2.

При расчете вводится понижающий коэффициент 0,7 на одновременность действия. Удельная величина внутренних тепловыделений в час за средние сутки:

,

а суммарные тепловыделения за отопительный период составят:

.

Общие теплопотери здания за отопительный период через наружные ограждающие конструкции:

.

Годовое потребление тепла на отопление с учетом полного использования внутренних тепловыделений и теплопоступлений от солнечной радиации и КПД автоматизации отопления =0,9:

Расчетный удельный расход тепловой энергии на отопление здания в холодный и переходный периоды года:

Потребность в тепловой энергии на горячее водоснабжение здания

Средний за сутки отопительного периода расход горячей воды (согласно СНиП 2.04.01-85*):

где - норма расхода воды одним потребителем в средние сутки, л/сут  чел.

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в отопительный период:

Максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение при коэффициенте часовой неравномерности водопотребления :

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период года:

где - температура холодной водопроводной воды летом;

- температура холодной водопроводной воды зимой.

Годовой расход тепловой энергии на ГВС с учетом выключения системы на ремонт:

Удельная энергоемкость системы горячего водоснабжения здания:

Потребность в электрической энергии

По степени надежности электроснабжения электроприемники дома относятся к I, II категориям. Учет электроэнергии осуществляется на ВРУ. Предусмотрены устройства защитного отключения в щитах.

Расчетная мощность установленных электроприемников:

Годовое электропотребление:

Электропотребление за средние сутки:

Удельное электропотребление:

Общий расчетный расход тепловой энергии на здание:

Общий расход тепловой энергии на здание в отопительный период:

Сведем полученные данные в таблицу 7 потребляемой за год энергии.

Таблица 7

Годовой расход потребяемой энергии

	Тепловая энергия	Электрическая энергия
Жилой дом	1272 2258
Жилой массив (15 домов)	1908033870
Школа	219 143
Детский сад	273142

Построим графики изменения тепловых нагрузок в зависимости от изменения температуры наружного воздуха и изменения суммарной тепловой нагрузки в зависимости от продолжительности стояния температуры наружного воздуха.

Поскольку отопительная тепловая нагрузка является сезонной по характеру протекания во времени, то тепловая нагрузка на отопление требуется потребителям теплоты только в течение отопительного периода, то есть когда

Тепловая энергия на горячее водоснабжение необходима потребителям круглогодично. В соответствии с этим определим данные, необходимые для построения графиков.

Для расчетной температуры наружного воздуха:

Для температуры наружного воздуха, соответствующей началу и окончанию отопительного периода:

Для летнего периода:

Данные для построения графика изменения тепловых нагрузок в зависимости от изменения температуры наружного воздуха приведены в таблице 8.

Таблица 8

Данные для построения графика зависимости расхода теплоты на отопление и горячее водоснабжение от наружной температуры

tн	Qh, МВт	Qhw, МВт	∑Q, МВт
tн = tнро= - 26 єС	6,76	0,996	7,756
tн = tно = +8 єС	1,77	0,996	2,766
+8 єС < tн  +20 єС0	0,796	0,796

Повторяемость температур наружного воздуха в данных интервалах температур для города Владивостока приведена в таблице 9. Данные приведены в соответствии с [5].

Таблица 9

Повторяемость температур наружного воздуха в данных интервалах температур

Температура	От -29,9 до -25	От -24,9 до -20	От -19,9 до -15	От -14,9 до -10	От -9,9 до -5	От -4,9 до 0	От +0,1 до +5	от +5,1 до +8	Всего часов
Часы	2	87	419	322	850	817	863	964	4324

Данные для построения графика продолжительности работы системы теплоснабжения (графика Россандера) приведены в таблице 10.

Таблица 10. Данные для построения графика продолжительности работы системы теплоснабжения (график Россандера)

tн, єС	n, час	∑Q, МВт
-26	89	7,756
-18	419	6,58
-13	322	5,846
-8	850	5,111
-3	817	4,376
2	863	3,641
8	964	2,759
8 < tн ≤ 20	4076	0,796

Продолжительность отопительного периода: n_o = 4324 часов.

Система теплоснабжения жилых микрорайонов 15 суток в году отключается на испытания и ремонт. Время работы системы централизованного теплоснабжения в течение года:

n_цт = 24* 350= 8400 часов.

График зависимости расхода теплоты на отопление и горячее водоснабжения от наружной температуры и график продолжительности работы системы теплоснабжения (график Россандера) приведены соответственно на рисунках 4.1. и 4.2.

Рисунок 4.1 Зависимость расхода теплоты на отопление и горячее водоснабжение от температуры наружного воздуха

Рисунок 4.2 Продолжительность тепловой нагрузки на отопление и горячее водоснабжение (график Россандера)

5. Моделирование систем на базе традиционных источников энергии

.1 Использование программной среды TRNSYS для проектирования систем тепло- и электроснабжения автономных потребителей

Преимущества программной среды TRNSYS для расчета и сравнения различных схемных решений

Каждый элемент схем был описан с помощью общеизвестных математических формул. Далее математические модели систем были помещены в программную среду MATHCAD, где были произведены виртуальная настройка и наладка систем, а так же их апробация. Как бы ни был совершенен данный программный продукт, на данном этапе своего развития он позволяет испытывать смоделированные системы лишь при заданных статических климатических данных, что не позволяет адекватно оценить усовершенствование системы тепло- и электроснабжения.

Поэтому моделирование работ установок осуществлялось с использованием современного мощного программного продукта TRNSYS, разработанного в Висконсинском университете (США) и широко используемого зарубежными научными центрами для моделирования работы ветроустановок.

Для построения математической модели работы автономной энергоустановки прежде всего необходимо обеспечить возможность моделирования первичных возобновляемых источников энергии с характерной для них неравномерной генерируемой мощностью в зависимости от географической точки, сезона и времени суток. Для этой цели используется климатическая база среднемесячных данных, созданная в ИВТ РАН на основе обобщения результатов многолетних метеорологических наблюдений на отечественных метеостанциях и спутниковых данных NASA. Реальные климатические условия формируются в формате так называемого типичного метеогода (годовые часовые последовательности интенсивности солнечной радиации, скорости ветра, температуры наружного воздуха и других метеопараметров), что позволяет моделировать работу первичных источников в любой заданной географической точке. Генерация типичного метеогода обеспечивается с помощью современных специализированных программных средств, в качестве одного из которых авторами используется программа TRNSYS, предназначенная для моделирования сложных систем преобразования энергии возобновляемых источников в характерных для них нестационарных режимах работы.

Таким образом, исходные климатические данные максимально приближены к реальным условиям с учетом суточных, сезонных и погодных изменений параметров климата конкретного места предполагаемой эксплуатации установки.

Модульный характер TRNSYS, наличие исходного кода и четких правил описания и связывания модулей определяют открытый характер TRNSYS, позволяя пользователю создавать модули описания собственных элементов и включать их в моделируемые системы, расширяя таким образом возможности среды моделирования. Кроме того, независимой переменной при моделировании не обязательно должно быть время, что дает возможность проводить вариантные расчеты, исследуя поведение квазидинамической системы при изменении соответствующих параметров.

Установка моделируется поэлементно с обеспечением необходимых информационных связей между элементами, отражающих связи физических параметров, описывающих работу отдельных компонентов установки.

Расчетная схема энергоустановки включает в себя как стандартные модули, входящие в поставляемую конфигурацию пакета TRNSYS, так и специально написанные для решения поставленной задачи.

Отопительная тепловая нагрузка в течение отопительного периода меняется следующим образом:

,

где - установленная мощность системы отопления, ;

- расчетная температура воздуха внутри отапливаемых помещений, ;

- температура наружного воздуха, ;

- расчетная температура наружного воздуха, .

Для жилого массива:

;

Для школы:

;

Для детского сада:

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в отопительный период равна:

Для жилого массива:

;

Для школы:

;

Для детского сада:

Средняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период равна:Для жилого массива:

;

Для школы:

;

Для детского сада:

Суммарная тепловая нагрузка складывается из тепловой нагрузки на отопление и тепловой нагрузки на горячее водоснабжение. Тогда:

,

где - средняя тепловая нагрузка на ГВС, ,

- отопительная тепловая нагрузка,

Среднегодовая электрическая нагрузка:

жилой массив:

;

школа:

;

детский сад:

.

5.2 Схема системы электроснабжения от дизель-генератора и теплоснабжения от водогрейной котельной

В настоящее время для энергоснабжения автономных потребителей используется система, где электрическая энергия вырабатывается на дизельной электростанции (ДЭС), а тепловая - на водогрейной котельной (ВК).

Централизованное теплоснабжение предпочтительнее для компактного населенного пункта. Выработанное тепло тратится на нужды отопления и горячего водоснабжения.

Предложенная схема изображена на рисунке 5.1.

Рис. 5.1 Тепло- и электроснабжение на базе ДЭС и котельной

Условные обозначения: I -ДЭС; II - котлоагрегат; III -электрогенератор.

Вид схемы в программной среде TRNSYS показан на рисунке 5.2.

Рис. 5.2 Вид схемы в программной среде TRNSYS

Рассмотрим подробнее процессы, происходящие в каждом элементе схемы.

Электрическая мощность, вырабатываемая ДЭС, Вт:

- требуемая электрическая мощность в соответствии с графиком нагрузки потребителей, Вт.

Расход топлива на ДЭС в год, кг/год:

где - количество электроэнергии, которое должно вырабатываться в соответствии с графиком электрической нагрузки потребителей;

- теплотворная способность дизельного топлива;

- КПД ДЭС по выработке электроэнергии.

Тепловая нагрузка, которую должна обеспечивать котельная, равна:

где Qтреб - количество тепловой энергии, необходимое потребителям на отопление и ГВС.

Расход топлива на водогрейной котельной в год, кг/год:

где - годовой отпуск тепловой энергии котельной, Вт;

- КПД котельной установки.

Суммарный расход топлива за год, кг/год:

В результате моделирования были получены следующие результаты.

Изменение температуры наружного воздуха в течение года показано на рисунке 5.3.

Рис. 5.3 График изменения температуры наружного воздуха в течение года

График изменения тепловой нагрузки в течение года показан на рисунке 5.4.

Рис. 5.4 График изменения тепловой нагрузки в течение года

График изменения электрической нагрузки в течение года показан на рисунке 5.5.

Рис. 5.5 График изменения электрической нагрузки в течение года

График изменения расхода топлива в течение года показан на рисунке 5.6.

Рис. 5.6 График изменения расхода топлива на котлоагрегат, ДЭС и общего расхода топлива в течение года

Значения расходов топлива, необходимого для покрытия потребностей потребителей в течение года, приведены в таблице 11.

Таблица 11

Расход дизельного топлива

	Расход топлива, т/год
Котельный агрегат	2277
Дизель-электрический агрегат	7363
Суммарный расход топлива	9640

Графическое отображение полученных результатов по расходам дизельного топлива для традиционного варианта энергоснабжения на базе ДЭС и водогрейной котельной показано на рисунке 5.7.

Рис. 5.7 Расходы дизельного топлива

5.3 Схема системы электроснабжения от дизель-генератора и теплоснабжения от водогрейной котельной с использованием утилизационного тепла дизель-генератора

Предложенная схема изображена на рисунке 5.8.

Рис. 5.8 Тепло- и электроснабжение на базе ДЭС и котельной

Условные обозначения: I -ДЭС; II - утилизация тепла ДЭС; III -электрогенератор; IV - котлоагрегат

Вид схемы в программной среде TRNSYS показан на рисунке 5.9.

Рис. 5.9 Вид схемы в программной среде TRNSYS

Рассмотрим подробнее процессы, происходящие в каждом элементе схемы.

Электрическая мощность, вырабатываемая ДЭС, Вт:

- требуемая электрическая мощность в соответствии с графиком нагрузки потребителей, Вт.

Расход топлива на ДЭС в год, кг/год:

где - количество электроэнергии, которое должно вырабатываться в соответствии с графиком электрической нагрузки потребителей;

- теплотворная способность дизельного топлива;

- КПД ДЭС по выработке электроэнергии.

Тепловая нагрузка, которую должна обеспечивать котельная, равна:

где Qтреб - количество тепловой энергии, необходимое потребителям на отопление и ГВС;

 - количество тепловой энергии, получаемой от утилизации в ДЭС.

Расход топлива на водогрейной котельной в год, кг/год:

где - годовой отпуск тепловой энергии котельной, Вт;

- КПД котельной установки.

Суммарный расход топлива за год, кг/год:

В результате моделирования были получены следующие результаты.

График изменения тепловой нагрузки в течение года показан на рисунке 3.10.

Рис. 5.10 График изменения тепловой нагрузки в течение года

График изменения расхода топлива в течение года показан на рисунке 5.11.

Рис. 5.11 График изменения расхода топлива на котлоагрегат, ДЭС и общего расхода топлива в течение года

Значения расходов топлива, необходимого для покрытия потребностей потребителей в течение года, приведены в таблице 12.

Таблица 12

Расход дизельного топлива

	Расход топлива, т/год
Котельный агрегат	85
Дизель-электрический агрегат	7363
Суммарный расход топлива	7448

Графическое отображение полученных результатов по расходам дизельного топлива для традиционного варианта энергоснабжения на базе ДЭС с утилизацией теплоты и водогрейной котельной показано на рисунке 5.12.

Рис. 5.12 Расходы дизельного топлива

Экономия дизельного топлива по сравнению с предыдущей схемой:

на котельный агрегат:

то есть расход топлива сокращается на 96%;

общая экономия топлива:

то есть расход топлива сокращается на 22,7%.

Таким образом, установка ВЭУ позволяет значительно сократить расход топлива на котлоагрегат (на 96%) и в целом сэкономить 22,7% расходуемого топлива по сравнению с расходом топлива в схеме энергоснабжения без утилизации тепла ДЭС.

6. Моделирование систем на базе энергии ветра

6.1 Схема системы тепло- и электроснабжения на базе ветроэлектрической установки и котельной

Предложена схема с использованием ветроэлектрических станций на цели тепло- и электроснабжения. Она изображена на рис. 4.1. Система состоит из ветроустановки I с электрогенератором II. В качестве резервного источника электроснабжения выступает дизель-электрический агрегат IV. Обеспечение потребителей тепловой энергией на нужды ГВС и отопления осуществляется от котельной установки III, работающей на дизельном топливе.

Преимуществами системы являются применение серийного ветроэлектрооборудования, а также отказ от наружной прокладки тепловой сети, что снижает потери тепла.

Рис. 6.1 Тепло- и электроснабжение на базе ветроэлектроустановки и котельной

Условные обозначения: I - ветроустановка; II - генератор; III - котлоагрегат; IV - резервный источник электроснабжения (ДЭС).

Вид схемы в программной среде TRNSYS показан на рисунке 6.2.

Рис. 6.2 Вид схемы в программной среде TRNSYS

Рассмотрим подробнее процессы, происходящие в каждом элементе схемы.

Ветряк приводится в действие ветром, который в свою очередь вращает ротор генератора. Вращаясь ротор генератора создаёт трёхфазный переменный ток, который передаётся на электроснабжение потребителей. В данной схеме используются 6 ветроэлектрических агрегатов, мощностью 1 МВт каждый.

Для обеспечения надежной работы систем энергоснабжения помимо ВЭУ в схеме предусмотрена дизель-электрическая станция. Одной из особенностей работы ДЭС является необходимость постоянной работы дизельного агрегата при техническом минимуме нагрузки, что ведет к пережогу топлива и сбросу выработанной электроэнергии на балластных сопротивлениях. Для ДЭС, предусмотренной в схеме  Электрическая мощность, вырабатываемая ДЭС, Вт:

Расход топлива на ДЭС в год, кг/год:

Где

- доля покрытия электрической нагрузки от ветроэлектрической установки;

- количество электроэнергии, которое должно вырабатываться в соответствии с графиком нагрузки;

- теплотворная способность дизельного топлива;

- КПД ДЭС по выработке электроэнергии.

Тепловая нагрузка, которую должна обеспечивать котельная, равна:

где Qтреб - количество тепловой энергии, необходимое потребителям на отопление и ГВС.

Расход топлива на водогрейной котельной в год, кг/год:

где - годовой отпуск тепловой энергии котельной, Вт;

- КПД котельной установки.

Суммарный расход топлива за год, кг/год:

В результате моделирования были получены следующие результаты.

Изменение температуры наружного воздуха в течение года показано на рисунке 6.3.

Рис. 6.3 График изменения температуры наружного воздуха и скорости ветра для рассматриваемого региона

Изменение тепловой нагрузки в течение года показано на рисунке 6.4.

Рис. 6.4 График изменения тепловой нагрузки в течение года

Изменение электрической нагрузки в течение года показано на рисунке 6.5.

Рис. 6.5 График изменения электрической нагрузки в течение года

Изменение расхода топлива в течение года показано на рисунке 6.6.

Рис. 6.6 График изменения расхода топлива на котлоагрегат, ДЭС и общего расхода топлива в течение года

Значения расходов топлива, необходимого для покрытия потребностей потребителей в течение года, приведены в таблице 13.

Таблица 13

Расход дизельного топлива

	Расход топлива, т/год
Котельный агрегат	2277
Дизель-электрический агрегат	5782
Суммарный расход топлива	8059

Графическое отображение полученных результатов по расходам дизельного топлива для варианта энергоснабжения на базе ДЭС, ВЭУ и водогрейной котельной показано на рисунке 6.7.

Рис. 6.7 Расходы дизельного топлива

Для того, чтобы оценить эффективность установки ВЭУ, определим экономию топлива по сравнению со схемой №1.

Экономия дизельного топлива:

на котельный агрегат:

на ДЭС:

то есть расход топлива сокращается на 21,5%;

общая экономия топлива:

то есть расход топлива сокращается на 21,5%.

Таким образом, установка ВЭУ позволяет сэкономить 21,5% расходуемого топлива по сравнению с расходом топлива в традиционной схеме энергоснабжения.

.2 Схема системы тепло- и электроснабжения на базе ветроэлектрической установки и котельной с утилизацией теплоты ДЭС

Предложена схема с использованием ветроэлектрических станций на цели тепло- и электроснабжения. Она изображена на рис. 4.8. Система состоит из ветроустановки I с электрогенератором II, причем помимо электрического генератора выработка электрической энергии осуществляется в дизель-электрическом агрегате IV с утилизацией выделяющейся теплоты, который выступает в качестве резервного источника электроснабжения (поскольку ВЭУ не может полностью обеспечить круглогодичные нужды потребителей в электрической энергии). Обеспечение потребителей тепловой энергией на нужды ГВС и отопления осуществляется от котельной установки III, работающей на дизельном топливе (учитывая дополнительный подогрев сетевой воды от ДЭС).

Преимуществами системы являются применение серийного ветроэлектрооборудования, а также отказ от наружной прокладки тепловой сети, что снижает потери тепла.

Рис. 6.8 Тепло- и электроснабжение на базе ветроэлектроустановки и котельной

Условные обозначения: I - ветроустановка; II - генератор; III - котлоагрегат; IV - резервный источник электроснабжения (ДЭС) с утилизацией.

Вид схемы в программной среде TRNSYS показан на рисунке 6.9.

Рис. 6.9 Вид схемы в программной среде TRNSYS

Рассмотрим подробнее процессы, происходящие в каждом элементе схемы.

Ветряк приводится в действие ветром, который в свою очередь вращает ротор генератора. Вращаясь ротор генератора создаёт трёхфазный переменный ток, который передаётся на электроснабжение потребителей. В данной схеме используются 6 ветроэлектрических агрегатов, мощностью 1 МВт каждый.

Для обеспечения надежной работы систем энергоснабжения помимо ВЭУ в схеме предусмотрена дизель-электрическая станция. Одной из особенностей работы ДЭС является необходимость постоянной работы дизельного агрегата при техническом минимуме нагрузки, что ведет к пережогу топлива и сбросу выработанной электроэнергии на балластных сопротивлениях. Для ДЭС, предусмотренной в схеме

Электрическая мощность, вырабатываемая ДЭС, Вт:

Расход топлива на ДЭС в год, кг/год:

где - доля покрытия электрической нагрузки от ветроэлектрической установки;

- количество электроэнергии, которое должно вырабатываться в соответствии с графиком нагрузки;

- теплотворная способность дизельного топлива;

- КПД ДЭС по выработке электроэнергии.

Тепловая нагрузка, которую должна обеспечивать котельная, равна:

где Qтреб - количество тепловой энергии, необходимое потребителям на отопление и ГВС;

- количество тепловой энергии, получаемой от утилизации в ДЭС.

Расход топлива на водогрейной котельной в год, кг/год:

где - годовой отпуск тепловой энергии котельной, Вт;

- КПД котельной установки.

Суммарный расход топлива за год, кг/год:

В результате моделирования были получены следующие результаты.

Изменение тепловой нагрузки в течение года показано на рисунке 6.10.

Рис. 6.10 График изменения тепловой нагрузки в течение года

Изменение электрической нагрузки в течение года показано на рисунке 6.11.

Рис. 6.11 График изменения электрической нагрузки в течение года

Изменение расхода топлива в течение года показано на рисунке 6.12.

Рис. 6.12 График изменения расхода топлива на котлоагрегат, ДЭС и общего расхода топлива в течение года

Значения расходов топлива, необходимого для покрытия потребностей потребителей в течение года, приведены в таблице 14.

Таблица 14

Расход дизельного топлива

	Расход топлива, т/год
Котельный агрегат	450
Дизель-электрический агрегат	5782
Суммарный расход топлива	6232

Графическое отображение полученных результатов по расходам дизельного топлива для варианта энергоснабжения на базе ДЭС, ВЭУ и водогрейной котельной показано на рисунке 6.13.

Рис. 6.13 Расходы дизельного топлива

Для того, чтобы оценить эффективность установки ВЭУ, определим экономию топлива по сравнению со схемой №1.

Экономия дизельного топлива:

на котельный агрегат:

то есть расход топлива сокращается на 80,2%;

на ДЭС:

то есть расход топлива сокращается на 21,5%;

общая экономия топлива:

то есть расход топлива сокращается на 35,4%.

Таким образом, установка ВЭУ позволяет сэкономить 35,4% расходуемого топлива по сравнению с расходом топлива в традиционной схеме энергоснабжения и значительно уменьшить расход топлива на котлоагрегат (на 80,2%).

Для того, чтобы оценить эффективность утилизации теплоты, определим экономию топлива по сравнению с предыдущей схемой.

на котельный агрегат:

то есть расход топлива сокращается на 80, 2%;

на ДЭС:

общая экономия топлива:

то есть расход топлива сокращается на 22,7%.

Таким образом, утилизация теплоты позволяет сэкономить 22,7% расходуемого топлива по сравнению с расходом топлива в схеме без утилизации и значительно уменьшить расход топлива на котлоагрегат (на 80,2%).

6.3 Схема системы электроснабжения на базе ветрокомпрессорной установки с бескомпрессорной газовой турбиной и теплоснабжения от котельной

В предлагаемой схеме (она изображена на рис. 4.14.) ветроустановка I вращает вал компрессора II. Сжатый воздух проходит через регенеративный подогреватель III, затем поступает в камеру сгорания IV, где нагревается за счет сжигания топлива, и поступает в свободную газовую турбину V. Турбина механически связана с генератором VII, работающим на электрическую сеть. Резервным источником электроснабжения выступает дизель-электрическая станция VI. В данной схеме обеспечение потребителей тепловой энергией на нужды отопления и ГВС осуществляется от котельной установки VIII, работающей на дизельном топливе, то есть отпуск тепловой и электрической энергии не связаны между собой.

Рис. 6.14 Тепло- и электроснабжение на базе ветрокомпрессорной установки с бескомпрессорной газовой турбиной

Условные обозначения: I - ветроустановка; II - компрессор; III - регенеративный подогреватель; VI - камера сгорания; V - газовая турбина; VI - ДЭС; VII -электрогенератор; VIII - котлоагрегат; ОГ - отходяшие газы; УГ- уходящие газы.

Вид схемы в программной среде TRNSYS показан на рисунке 6.15.

Рис. 6.15 Вид схемы в программной среде TRNSYS

Процесс цикла в T-S диаграмме для воздуха представлен на рис. 6.16.

Рис. 6.16 Энергетические процессы в T-S диаграмме

Процесс 1-2 - сжатие воздуха в ВКУ. Процесс 6-3 - нагрев сжатого воздуха в камере сгорания с затратами топлива. Процесс 3-4 - расширение воздуха в свободной турбине и отвод механической энергии. В регенеративном подогревателе происходит утилизация теплоты отходящих от турбины газов (процесс 4-5) и передача этой теплоты сжатому воздуху после компрессора (процесс 2-6), что позволяет снизить расход топлива в камере сгорания.

Рассмотрим подробнее процессы, происходящие в элементах схемы.

Ветряк вращается под действием ветра, и в свою очередь приводит в действие воздушный компрессор. В данной схеме используются 6 ветроэлектрических агрегатов, мощностью 1 МВт каждый.

Работа сжатия в компрессоре равна, Дж/кг:

где - показатель политропы для воздуха;

- универсальная газовая постоянная для воздуха;

- температура воздуха на всасе (температура наружного воздуха), К;

- степень сжатия в компрессоре;

- адиабатный КПД компрессора.

Расход сжатого воздуха, кг/с:

.

Температура сжатого воздуха на выходе из компрессора, К:

где - массовая теплоемкость воздуха.

После компрессора воздух попадает в регенеративный подогреватель, где получает теплоту от отходящих от турбины газов.

Количество теплоты, переданное газами воздуху, Вт:

где - температура продуктов сгорания после газовой турбины, К;

- температура продуктов сгорания после регенеративного теплообменника, К.

Температура воздуха на выходе из регенеративного подогревателя, К:

Затем поток воздуха поступает в камеру сгорания.

Расход топлива в камере сгорания, кг/с:

где - температура продуктов сгорания перед газовой турбиной;

- теплотворная способность дизельного топлива.

Работа расширения в газовой турбине:

где - адиабатный КПД турбины.

Температура продуктов сгорания после газовой турбины, К:

Мощность, вырабатываемая электрогенератором, связанным с ГТУ, Вт:

В качестве резервного источника элекроснабжения в схеме предусмотрена дизель-электрическая станция.

Электрическая мощность, вырабатываемая ДЭС:

Расход топлива на ДЭС в год, кг/год:

где - доля покрытия электрической нагрузки от ветроэлектрической установки;

- количество электроэнергии, которое должно вырабатываться;

- КПД дизель-электростанции по выработке электроэнергии.

Тепловая нагрузка, которую должна обеспечивать котельная, равна:

где Qтреб - количество тепловой энергии, необходимое потребителям на отопление и ГВС.

Расход топлива на водогрейной котельной в год, кг/год:

где - годовой отпуск тепловой энергии котельной, Вт;

- КПД котельной установки.

Суммарный расход топлива за год, кг/год:

В результате моделирования были получены следующие результаты.

Изменение тепловой нагрузки в течение года показано на рисунке 6.17.

Рис. 6.17 График изменения тепловой нагрузки в течение года

Изменение электрической нагрузки в течение года показано на рисунке 6.18.

Рис. 6.18 График изменения электрической нагрузки в течение года

Изменение расхода дизельного топлива в течение года показано на рисунке 6.19.

Рис. 6.19 График изменения расхода топлива на КА, ДЭС, ГТУ и общего расхода топлива в течение года

Значения расхода топлива, необходимого для покрытия потребностей потребителей в течение года, приведены в таблице 15.

Таблица 15

Расход дизельного топлива

	Расход топлива, т/год
Котельный агрегат	2277
Дизель-электрический агрегат	5447
ГТУ	699
Суммарный расход топлива	8424

Графическое отображение полученных результатов по расходам дизельного топлива для варианта энергоснабжения на базе ДЭС, ветрокомпрессорной установки, ГТУ и водогрейной котельной показано на рисунке 6.20.

Рис. 6.20 Расходы дизельного топлива

Для того, чтобы оценить эффективность данной схемы, определим экономию топлива по сравнению с традиционной схемой.

Экономия дизельного топлива:

на котлоагрегат:

на ДЭС:

то есть расход топлива сокращается на 26%;

общая экономия топлива:

то есть расход топлива уменьшился на 12,6%.

Таким образом, данная схема позволяет сократить расход дизельного топлива на ДЭС (на 26%), но в то же время появляется расход топлива на ГТУ, и в результате суммарный расход топлива уменьшается на 12,6% по сравнению с традиционной схемой.

Чтобы улучшить данную схему и более полно использовать все ее возможности, применяют утилизацию теплоты для подогрева сетевой воды (что будет показано в следующей схеме).

6.4 Схема системы тепло- и электроснабжения на базе ветрокомпрессорной установки с бескомпрессорной газовой турбиной (с использованием утилизации теплоты для подогрева сетевой воды)

В данной схеме (она изображена на рис. 4.21.) ветроустановка I вращает вал компрессора II, который сжимает воздух. Сжатый воздух проходит через регенеративный подогреватель III, затем поступает в камеру сгорания IV, где нагревается за счет сжигания топлива, и поступает в газовую турбину V. Отходящие от турбины газы поступают в регенератор III, затем охлажденные газы направляются в котел-утилизатор IX, который является подогревателем сетевой воды. Турбина механически связана с генератором VII, работающим на электрическую сеть. Резервным источником электроснабжения является дизель-электрическая станция VI с утилизацией - системой охлаждения VIII, где происходит подогрев сетевой воды. Резервным источником тепловой энергии является котельная установка X, работающая на дизельном топливе.

Температурный график тепловой сети, как и в случае с ветроГТУ без утилизации, имеет температуру прямой воды, равную 90єC, температуру обратной - 70єC.

Рис. 6.21 Схема тепло- и электроснабжения на базе ветрокомпрессорной установки с бескомпрессорной газовой турбиной

Условные обозначения: I - ветроустановка; II - компрессор; III - регенеративный подогреватель; IV- камера сгорания; V -газовая турбина; VI -ДЭС; VII -электрогенератор; VIII -система охлаждения ДЭС; IX- котел-утилизатор; X- котлоагрегат; ОГ - отходяшие газы; УГ- уходящие газы.

Вид схемы в программной среде TRNSYS показан на рисунке 4.22.

Рис. 6.22 Вид схемы в программной среде TRNSYS

Процесс цикла в T-S диаграмме для воздуха представлен на рис. 6.23.

Рис. 6.23 Энергетические процессы в T-S диаграмме

Процесс 1-2 - сжатие воздуха в ВКУ. Процесс 7-3 - нагрев сжатого воздуха в камере сгорания с затратами топлива. Процесс 3-4 - расширение воздуха в газовой турбине и отвод механической энергии. В регенеративном подогревателе происходит утилизация теплоты отходящих от турбины газов (процесс 4-5) и передача этой теплоты сжатому воздуху после компрессора (процесс 2-7), что позволяет снизить расход топлива в камере сгорания. Утилизация теплоты отходящих газов для системы теплоснабжения происходит в процессе 6-1.

Предложенный в работе способ получения электрической и тепловой энергии с помощью ветрокомпрессорных установок позволяет сэкономить значительное количество топлива. Рассмотрим подробнее процессы, происходящие в элементах схемы.

Как и в предыдущих схемах, в данной схеме используются 6 ветроэлектрических агрегатов, мощностью 1 МВт каждый.

Ветряк приводит в действие воздушный компрессор.

Работа сжатия в компрессоре описывается уравнением, Дж/кг:

где - показатель политропы для воздуха;

- универсальная газовая постоянная для воздуха;

- температура воздуха на всасе (температура наружного воздуха), К;

- степень сжатия в компрессоре;

- адиабатный КПД компрессора.

Расход сжатого воздуха, кг/с:

.

Температура сжатого воздуха на выходе из компрессора, К:

где - массовая теплоемкость воздуха.

Количество теплоты, переданное газами воздуху в регенеративном теплообменнике, Вт:

где - температура продуктов сгорания после газовой турбины, К;

- температура продуктов сгорания после регенеративного теплообменника, К.

Температура воздуха на выходе из регенеративного подогревателя, К:

Затем поток воздуха поступает в камеру сгорания.

Расход топлива в камере сгорания, кг/с:

где - температура продуктов сгорания перед газовой турбиной;

- теплотворная способность дизельного топлива.

Работа расширения в газовой турбине, Дж/кг:

где - адиабатный КПД турбины.

Мощность, вырабатываемая электрогенератором, связанным с ГТУ, Вт:

Температура продуктов сгорания после газовой турбины, К:

После газовой турбины продукты сгорания поступают в регенеративный подогреватель, где охлаждаются до температуры , а затем проходят через котел-утилизатор, который является подогревателем сетевой воды, где охлаждаются до температуры

Количество теплоты, переданное воде отходящими газами, равно:

В качестве резервного источника электроснабжения в схеме предусмотрена дизель-электрическая станция.

Электрическая мощность, вырабатываемая ДЭС, Вт:

Расход топлива на ДЭС в год, кг/год:

где  - доля покрытия электрической нагрузки от ветроэлектрической установки;

 - количество электроэнергии, которое должно вырабатываться в соответствии с графиком нагрузки;

 - КПД дизель-электростанции по выработке электроэнергии.

Тепловая нагрузка, которую должна обеспечивать котельная, равна:

где Qтреб - количество тепловой энергии, необходимое потребителям на отопление и ГВС;

 - количество тепловой энергии, получаемой от утилизации в ДЭС, Вт;

 - теплота, отданная отходящими газами после регенератора, Вт.

Расход топлива на водогрейной котельной в год, кг/год:

где - годовой отпуск тепловой энергии котельной, Вт;

- КПД котельной установки.

В результате моделирования были получены следующие результаты.

Изменение тепловой нагрузки в течение года показано на рисунке 6.24.

Изменение электрической нагрузки в течение года показано на рисунке 4.25.

Рис. 6.24 График изменения тепловой нагрузки в течение года

Рис. 6.25 График изменения электрической нагрузки в течение года

Изменение расхода топлива в течение года показано на рисунке 6.26.

Рис. 6.26 График изменения расходов топлива на КА, ДЭС, ГТУ и общего расхода топлива в течение года

Значения расхода топлива, необходимого для покрытия потребностей потребителей в течение года, приведены в таблице 16.

Таблица 16

Расход дизельного топлива

	Расход топлива, т/год
Котельный агрегат	261
Дизель-электрический агрегат	5447
ГТУ	699
Суммарный расход топлива	6408

Для того, чтобы оценить эффективность данной схемы, определим экономию топлива по сравнению с традиционной схемой.

Экономия дизельного топлива:

на котельный агрегат:

то есть расход топлива сокращается на 88,5%;

на ДЭС:

то есть расход топлива сокращается на 26%;

общая экономия топлива:

то есть расход топлива сокращается на 33,5%.

Таким образом, данная схема энергоснабжения позволяет сэкономить 33,5% расходуемого топлива по сравнению с расходом топлива в традиционной схеме энергоснабжения.

Для того, чтобы оценить эффективность утилизации теплоты, определим экономию топлива по сравнению с предыдущей схемой.

Экономия дизельного топлива:

на котельный агрегат:

то есть расход топлива сокращается на 88,5%;

на ДЭС:

на ГТУ:

суммарная экономия топлива:

то есть расход топлива сокращается на 88,5%.

Таким образом, данная схема энергоснабжения позволяет сэкономить 88,5% расходуемого топлива по сравнению с расходом топлива в схеме без использования утилизации.

Графическое отображение полученных результатов по расходам дизельного топлива для варианта энергоснабжения на базе ветрокомпрессорной установки, ГТУ, ДЭС и водогрейной котельной с утилизацией теплоты показано на рисунке 6.27.

Рис. 6.27 Расходы дизельного топлива

Заключение

В работе проведено вычисление расхода топлива, требуемого для удовлетворения потребностей тепло- и электроснабжения поселка городского типа, расположенного в условиях города Владивостока.

Были рассмотрены 6 схем энергоснабжения потребителей:

Ø электроснабжение от ДЭС и теплоснабжение от водогрейной котельной;

Ø  электроснабжение от ДЭС и теплоснабжение от водогрейной котельной с использованием утилизации теплоты ДЭС;

Ø  электроснабжение от ВЭУ, в качестве резервного источника - ДЭС и теплоснабжение от водогрейной котельной;

Ø  электроснабжение от ВЭУ, в качестве резервного источника - ДЭС и теплоснабжение от водогрейной котельной с использованием утилизационного тепла ДЭС;

Ø  электроснабжение от ветрокомпрессорной установки, в качестве резервного источника - ДЭС и теплоснабжение от водогрейной котельной;

Ø  электроснабжение от ветрокомпрессорной установки, в качестве резервного источника - ДЭС и теплоснабжение от водогрейной котельной с использованием утилизации теплоты.

Данные схемы сравнивались по расходу топлива, необходимого для обеспечения потребителей тепловой и электрической энергией.

В результате выявлено, что наименьшие расходы топлива - в схеме с использованием для производства электрической энергии ВЭУ и ДЭС (в качестве резервного источника) с утилизацией теплоты и водогрейного котлоагрегата для производства тепловой энергии и в схеме тепло- и электроснабжения на базе ветрокомпрессорной установки с бескомпрессорной газовой турбиной с использованием утилизации теплоты. А наименьшая экономия топлива по сравнению с традиционной схемой - в схеме с использованием сжатого воздуха и бескомпрессорной газовой турбиной без утилизации теплоты отходящих газов и теплоты ДЭС.

Предложенные в работе способы получения электрической и тепловой энергии с использованием энергии ветра позволяют сэкономить значительное количество топлива, необходимого для энергоснабжения автономных потребителей. Экономия топлива позволяет не только снизить денежные затраты на производство энергии для труднодоступных районов с ограниченным количеством собственных энергоресурсов, но, что достаточно важно, приводит к уменьшению вредных выбросов, а это в свою очередь ведет к улучшению экологической обстановки в конкретном регионе и в мире в целом.

В таблице 17 приведены значения расходов дизельного топлива на котлоагрегат, дизель-электрический агрегат и общий расход топлива для рассмотренных схем.

Таблица 17

Значения расходов дизельного топлива для различных схем

Схема	ДЭС+КА	ДЭС+утил +КА	ВЭУ+ ДЭС+ КА	ВЭУ+ ДЭС+утил+ КА	ВКУ+ДЭС +КА	ВКУ+ ДЭС+утил+ КА
Расход топлива, т/год
На котлоагрегат	2277	85	2277	450	2277	261
На ДЭС	7363	7363	5782	5782	5447	5447
Суммарный расход	9640	7448	8059	6232	8424	6408

Графическое отображение полученных результатов по расходам дизельного топлива для различных вариантов энергоснабжения показано на рисунке 1.

Рис. 1. Сопоставление различных схем тепло- и электроснабжения

Условные обозначения:

ДЭС - дизель-электрическая станция;

КА - котлоагрегат;

ДЭС+утил - ДЭС с утилизацией;

ВЭУ - ветроэлектрическая установка;

ВКУ - ветрокомпрессорная установка.

При выборе конкретного способы энергоснабжения необходима следующая информация:

·    климатические параметры региона по температуре и скорости ветра;

·        количество жителей населенного пункта;

·        существующие системы электро- и теплоснабжения, их характеристики и состояние, виды и расход топлива, а также способы их доставки.

В результате возможно:

·    выбрать схему энергоснабжения;

·        подобрать оборудование по типам и мощностям;

·        рассчитать годовую экономию топлива;

·        получить экономическую оценку проекта.

Список литературы

1. СНиП 23.01-99*. Строительная климатология / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 2005.

2.      СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий/ Госстрой России - М.: ГУП ЦПП, 2000.

.        СНиП 31-05-2003. Общественные здания административного назначения

.        СНиП 23-02-2003. Тепловая защита зданий

.        Манюк В.И., Каплинский Я.И., Хиж Э.Б, Манюк А.И., Ильин В.К. «Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей»

.        Дж. Твайделл, А. Уэйр «Возобновляемые источники энергии»

7.      World Wind Energy Association (WWEA) (Всемирная ассоциация ветроэнергетики)

.        «Ветроэнергетика Европы в 2007 году»

9.      «Мировая ветроэнергетика в 2007 году»

10.    <http://www.riarealty.ru/ru/article/34636.html>

.        <http://www.wind-energie.de/en/wind-energy-in-germany/overview>

.        «Wind Energy Could Reduce CO2 emissions 10B Tons by 2020» (article) («Ветроэнергетика может снизить выбросы СО₂ на 10В тонн к 2020 году»)

13.    Энергетический портал. Вопросы производства, сохранения и переработки энергии

14.    «Wind Power - clean and reliable» («Энергия ветра - чистая и надежная»)

.        «Wind Energy and Wildlife: The Three C’s» («Ветроэнергетика и природа - три С»)

.        «Mathematical model of the system on the basis of wind-driven compressors for heat and electric power generation» Кухарцев В.В.