95811

Проект теплового насосу для підігріву природного газу на газорозподільній станції

Дипломная

Энергетика

Призначення і принцип роботи газорозподільних станцій. Принцип роботи газорозподільної станції. Проблема гідратоутворення на газорозподільних станціях та шляхи її вирішення. Постановка цілей і завдань магістерської роботи. Вибір схеми підігріву природного газу на ГРС з ДГА і оцінка необхідних температур.

Украинкский

2015-09-30

1.7 MB

1 чел.

Одеська національна академія харчових технологій

Навчально-науковий інститут холоду, кріотехнологій та екоенеретики

Факультет прикладної екології, енергетики та нафтогазових технологій

Кафедра теплоенергетики та трубопровідного транспорту енергоносіїв

Пояснювальна записка

до дипломної роботи

магістра з теплоенергетики

на тему Проект теплового насосу для підігріву природного газу на газорозподільній станції

Виконав: студентк V курсу, групи    453

спеціальності  05060101  

Теплоенергетика

Карайван Олександр Костянтинович

Керівник к.т.н., доц. Хлієва Ольга Яківна

Рецензент___________________________

                                 (прізвище та ініціали)

Одеса - 2015 року


Реферат

Дипломный проект состоит из:      страницы текста, 16 изображений, 11 таблиц, 47 ссылок.

Основная цель диплома заключается в оценке наиболее рационального способа подогрева природного газа на газораспределительной станции (ГРС) при внедрении детандер-генераторных агрегатов (ДГА). Показано, что использование теплового насоса (ТН) для подогрева природного газа, потребляющего электроэнергию, произведенную ДГА, является наиболее экономическим, чем подогрев за счет сжигания природного газа. Был выполнен анализ цикла ТН при разных парамтерах и на разных хладагентах, выполнен расчет конденсатора ТН, произведен эколого-энергетический анализ как работы  ТН на разных хладагентах, так и разных способов подогрева природного газа.

Ключевые слова: газораспределительная станция, детандер-генераторный агрегат, подогреватель газа, тепловой насос, хладагент, конденсатор, эколого-энергетичекий анализ


Реферат

Дипломний проект складається з:      сторінки тексту, 16 зображень, 11 таблиць, 47 посилань.

Основна мета диплома полягає в оцінці найбільш раціонального способу підігріву природного газу на газорозподільній станції (ГРС) при впровадженні детандер-генераторних агрегатів (ДГА). Показано, що використання теплового насоса (ТН) для підігріву природного газу, що споживає електроенергію, вироблену ДГА, є найбільш економічним, ніж підігрів за рахунок спалювання природного газу. Був виконаний аналіз циклу ТН при різних парамтерах і на різних холодоагентах, виконаний розрахунок конденсатора ТН, проведений еколого-енергетичний аналіз як роботи ТН на різних хладагентах, так і різних способів підігріву природного газу.

Ключові слова: газорозподільна станція, детандер-генераторний агрегат, підігрівач газу, тепловий насос, холодоагент, конденсатор, еколого-енергетичний аналіз


Abstract

The degree project comprises:      a page of text, 16 images, 11 tables, 47 referens.

The main objective of the diploma is to evaluate the most efficient method of heating the gas distribution station (GDS) in the implementation of the expander-generator units (DHA). It is shown that the use of the heat pump (HP) for heating the natural gas consumed electricity produced DHA is a more economical than heating by burning natural gas. Analysis was performed at different cycle TN paramterah and different refrigerants, calculated the capacitor CN, made eco-energy analysis of how work on different TN refrigerants and different ways of heating gas.

Keywords: distribution station, an expander-generator unit, gas heater, heat pump, a refrigerant, a condenser, ecological analysis energetichekoy


Зміст

Вступ

Розділ 1. Призначення і принцип роботи газорозподільних станцій 

1.1 Принцип роботи газорозподільної станції 

1.2 Проблема гідратоутворення на газорозподільних станціях та шляхи її вирішення 

1.3 Постановка цілей і завдань магістерської роботи 

Розділ 2. Вибір схеми підігріву природного газу на ГРС з ДГА і оцінка необхідних температур.. 

2.1 Схема підігріву природного газу на ГРС з використанням теплових насосів

2.2 Загальні відомості про газорозподільну станцію та кліматичні характеристики Одеського регіону

2.3 Розрахунок температури природного газу при його розширенні в детандері...........................................................................................................................

Розділ 3. Розрахунок параметрів парокомпресійного теплового насосу для підігріву природного газу на ГРС 

3.1 Принцип роботи парокомпресійного теплового насосу 

3.2 Робочі тіла парокомпресійних теплових насосів 

3.3 Розрахунок параметрів циклу парокомпресійного теплового насосу 

3.4 Розрахунок частки електроенергії, що видається ДГА, потрібної для роботи теплового насосу..................................................................................................

Розділ 4. Теплообмінне обладнання блоку підігріву природного газу у складі теплонасосної установки 

4.1 Тепловий баланс системи конденсатор-переохолоджувач 

4.2 Конструкція конденсатора теплового насосу 


4.3 Розрахунок кожухотрубного конденсатора теплового насосу 

Розділ 5. Економічна частина

5.1 Техніко-економічне обґрунтування проекту

5.2 Техніко-економічний розрахунок

Розділ 6. Еколого-енергетичне обгрунтування застосування теплового насосу для підігріву газу на ГРС в порівнянні з використанням підігрівача ПТПГ-30

6.1 Методика еколого-енергетичного аналізу

6.2 Еколого-енергетичне обгрунтування вибору холодоагенту для теплового насосу................................................................................................................................

6.3 Еколого-енергетичний аналіз двох способів підігріву газу на ГРС.....

Розділ 7. Охорона праці

7.1 Токсичність R134a з точки зору впливу на людину 

7.2 Електробезпека. Захисне заземлення електричних установок....................

7.3 Пожежна профілактика.................................................................................

7.4 Розрахунок кількості спринклерних розеток для внутрішнього автоматичного пожежогасіння...................................................................................

7.5 Вентиляція приміщення..................................................................................

7.6 Виробниче освітлення........................................................................

Розділ 8. Цивільний захист. Основні заходи і засоби захисту населення і територій в умовах НС 

8.1 Вступ.................................................................................................................

8.2 Основні принципи і способи захисту населення в надзвичайних ситуаціях...........................................................................................................................

8.3 Державне регулювання і контроль захисту населення і територій.............

Висновки 

Список використаної літератури 

Додатки


Вступ

В останні десятиліття технологічний розвиток промисловості орієнтовано на реалізацію заходів, спрямованих на економію енергетичних ресурсів і зниження антропогенного навантаження на природу. Все ширше впроваджуються енергозберігаючі технології, схеми виробництв з утилізацією низькопотенційних джерел тепла.

Україна відноситься до країни з розвиненою газотранспортною системою. Як відомо, система трубопровідного транспорту природного газу витрачає велику кількість енергії (як електричної, так і енергії, що міститься в самому природному газі, який витрачається на роботу газотурбінних установок для перекачування газу).

Одним з варіантів зниження енерговитрат на транспортування природного газу є використання потенціалу стисненого газу на кінцевих пунктах - газорозподільних станціях (ГРС), де його тиск необхідно знижувати до тиску, необхідного споживачам. Питання раціонального використання технологічного перепаду тисків природного газу, що подається з магістральних газопроводів різним категоріям споживачів, викликають значний інтерес. В останні роки все ширше і ширше на ГРС впроваджуються детандер-генераторні агрегати (ДГА) для редукування природного газу і вироблення електроенергії. Оцінити ефективність енерготехнологічних процесів перетворення і практичну доцільність їх використання прагнуть наукові організації, потенційні замовники, виробники, інвестори.

Особливістю впровадження ДГА на ГРС є необхідність підігріву природного газу перед його редукуванням на значно більшу величину темпратури, ніж при використанні традиційної технології - розширення газу в редукторах тиску. Тому, вибір оптимального способу підігріву і оптимальних режимів роботи обладнання для підігріву газу на ГРС, що забезпечують найбільшу ККД, є актуальним завданням. А у зв'язку з тим, що на ГРС з ДГА виробляється електроенергія, то здається доцільним впровадження енергозберігаючої технології на основі використання теплових насосів, які споживають електроенергію (що має бути істотно економніше прямого електронагріву і навіть нагріву за рахунок спалювання природного газу).

Таким чином, метою роботи є вибір оптимальної схеми теплового насосу для підігріву природного газу на ГРС перед його редукуванням у ДГА, вибір холодоагенту для парокомпресійного теплового насосу, використання якого забезпечувало б найбільшу енергетичну ефективність обладнання.

Реалізація даного проекту на практиці могла б сприяти виконанню Постанови Верховної Ради України №75 / 94-ВР від 1.07.94 р. що Затверджує "Закон України про енергозбереження". Потрібно розуміти, що зниження енерговитрат на експлуатацію безпосередньо пов'язано зі зниженням вкладу підприємства в зростання парникового ефекту, так як виробництво електроенергії і спалювання природного газу для вироблення теплової енергії на підігрів тягне за собою великі викиди в навколишнє середовище такого парникового газу як СО2. Як відомо, Україна ще в 2007 р підписала Кіотський протокол, відповідно до якого зобов'язується вживати заходів зі зниження викидів парникових газів на підприємствах країни.


Розділ 1. Призначення і принцип роботи газорозподільних станцій

1.1 Принцип роботи газорозподільної станції

Газорозподільна станція (ГРС), служить для зниження тиску газу до рівня, необхідного за умовами його безпечного споживання та забезпечує також подачу газу обумовленої кількості з певним ступенем очищення і одоризації.

На ГРС здійснюються наступні основні технологічні процеси:

- очищення газу від твердих і рідких домішок;

- зниження тиску (редукування);

- одоризація;

- облік кількості (витрат) газу перед поданням його споживачеві.

За призначенням розрізняють кілька типів ГРС:

- станції на відгалуженні магістрального газопроводу (на кінцевій ділянці його відгалуження до населеного пункту або промислового об'єкту) продуктивністю від 5-10 до 300-500 тис. м3/год;

- промислова ГРС для підготовки газу (видалення пилу, вологи), видобутого на промислі, а також для постачання газом довколишнього до промислу населеного пункту;

- контрольно-розподільні пункти, що розміщуються на відгалуженнях від магістральних газопроводів до промислових або сільськогосподарських об'єктів, а також для живлення кільцевої системи газопроводів навколо міста, продуктивністю від 2-3 до 10-12 тис. м³/год;

- автоматична ГРС для постачання газом невеликих населених пунктів, радгоспних і колгоспних селищ на відгалуженнях від магістральних газопроводів, продуктивністю 1-3 тис. м³/год;

- газорегуляторні пункти (ГРП), продуктивністю від 1 до 30 тис. м³/год, для зниження тиску газу та підтримання його на заданому рівні на міських газових мережах високого та середнього тиску;

- газорегуляторні установки для живлення газових мереж або цілком об'єктів з витратою газу до 1.5 тис. м³/год.

Основні вузли ГРС та збору конденсату, підігріву, редукування, виміру, одоризації, підготовки газу для власних потреб, підготовки теплоносія, опалення:

1. вузол перемикання;

2. вузол очищення газу і збору конденсату;

3. вузол запобігання гідратоутворення;

4. вузол підготовки газу для власних потреб;

5. вузол редукування;

6. вузол підготовки теплоносія;

7. вузол опалення;

8. вузол обліку газу;

9. вузол одоризації газу.

Вузол перемикання ГРС призначений для перемикання потоку газу високого тиску з автоматичного на ручне регулювання тиску по обвідній лінії, а також для запобігання підвищення тиску у лінії подачі газу за допомогою запобіжної арматури.

Вузол очистки газу ГРС призначений для запобігання попадання механічних (твердих і рідких) домішок у технологічне й газорегуляторне обладнання і засоби контролю і автоматики.

Вузол запобігання гідратоутворень призначений для запобігання обмерзання арматури та утворення кристалогідратів у газопровідних комунікаціях і арматурі.

Вузол редукування газу призначений для зниження і автоматичної підтримки заданого тиску газу, що подається.

Вузол обліку газу призначений для обліку кількості витрат газу за допомогою різних витратомірів і лічильників.

Вузол одоризації газу призначений для додавання у газ речовин з різким неприємним запахом (одорантів). Це дозволяє своєчасно виявляти витік газу за запахом без спеціального обладнання.

Малюнок 1.1 Структурна схема ГРС з одним споживачем

1.2 Проблема гідратоутворення на газорозподільних станціях та шляхи її вирішення

Природний газ, насичений парами води, при високому тиску і при певній позитивній температурі здатний утворювати тверді з'єднання з водою - гідрати.

Гідрати природних газів являють собою нестійке фізико-хімічне з'єднання води з вуглеводнями, яке з підвищенням температури або при зниженні тиску розкладається на газ і воду. За зовнішнім виглядом - це біла кристалічна маса, схожа на лід або сніг.

Гідрати відносяться до речовин, у яких молекули одних компонентів розміщені у порожнинах решітки між вузлами асоційованих молекул іншого компонента. Такі сполуки зазвичай називають твердими розчинами впровадження, а іноді сполуками включення.

Молекули гідратоутворювачів в порожнинах між вузлами асоційованих молекул води гідратної решітки утримуються за допомогою Ван-дер-ваальсових сил тяжіння. Гідрати утворюються у вигляді двох структур, порожнини яких заповнюються молекулами гідратоутворювачів частково або повністю (мал. 1.2). У першій структурі 46 молекул води утворюють дві порожнини з внутрішнім діаметром 5.2 • 10-10 м і шість порожнин з внутрішнім діаметром 5.9 • 10-10 м. У другій структурі 136 молекул води утворюють вісім великих порожнин з внутрішнім діаметром 6.9 • 10-10 м і шістнадцять малих порожнин з внутрішнім діаметром 4.8 • 10-10 м.

Малюнок 1.2 Структура утворення гідратів: а- першого виду; б- другого виду.

Формули гідратів компонентів природних газів: СН4 • 6Н2О; С2Н6 • 8Н2О; С3Н8 • 17Н2О; i-С4Н10 • 17Н2О; H2S • 6Н2О; N2 • 6Н2О; СО2 • 6Н2О. Ці формули гідратів газів відповідають ідеальним умовам, тобто таким умовам, при яких всі великі й малі порожнини гідратної решітки заповнюються на 100%. На практиці зустрічаються змішані гідрати, що складаються з обох структур.

При скороченні тиску газу на ГРС відбувається зниження його температури, що призводить до виникнення та відкладення твердих кристалогідратів на поверхні клапана і сідла регуляторів тиску, внаслідок чого вони перестають працювати, що може спричинити за собою повну зупинку всієї ГРС.

В якості способів боротьби з утворенням кристалогідратів застосовують такі методи:

• загальний або частковий підігрів газу;

• локальний підігрів корпусу регуляторів;

• введення метанолу у газопровід.

Всі перераховані методи мають як свої переваги, так і недоліки. Розберемо їх окремо.

Загальний або частковий підігрів природного газу на ГРС здійснюється за допомогою промислових підігрівачів. Даний спосіб, безсумнівно, є найбільш зручним, оскільки дозволяє постійно підтримувати необхідну температуру газу для повноцінного функціонування технологічних схем ГРС. Конструктивно підігрівачі можуть бути з прямим і непрямим (за допомогою проміжного теплоносія) нагріванням, і оснащені різними комплектами автоматики та допоміжними пристроями.

Вартість підігрівачів досить висока залежно від теплопродуктивності, пропускної здатності і комплектації. Даний спосіб найбільш поширений, але вимагає значних фінансових вкладень.

Локальний підігрів регуляторів здійснюють шляхом обмотування корпусу електричним стрічковим обігрівачем. При своїй відносній економічній вигоді, даний спосіб вимагає наявності стороннього джерела електроенергії.

Введення метанолу в газопровід здійснюється шляхом установки системи впорскування. Вартість даної установки досить висока, плюс витрати на придбання витратного матеріалу - метанолу. Крім того, потрібно врахувати, що метанол є дуже сильною отрутою, що має кумулятивні властивості, тобто може накопичуватися в організмі. Навіть незначна концентрація метанолу в повітрі може привести до дуже сильного отруєння. Тому для обслуговуючого персоналу метанольної установки потрібні додаткові засоби захисту, а відповідно, і додаткові витрати.

Найбільш широке застосування знайшов перший метод, другий - менш ефективний, третій - дуже дорогий.

Крім вищеперелічених способів, для запобігання гідратоутворення можуть застосовувати й інші: обігрів приміщень, де розташований вузол редукування, до необхідної температури, установка на регулятор підігріваючої водяної сорочки тощо. Всі ці способи вимагають або значних капіталовкладень, або сторонніх джерел енергії. Крім того, встановлення додаткового обладнання спричиняє підвищення трудовитрат з його обслуговування.

Тому підігрів газу на ГРС у даний час є найбільш надійним та ефективним методом, що знайшов широке застосування для запобігання гідратоутворення.

1.3 Постановка цілей і завдань магістерської роботи

На сьогоднішній день завданням державної ваги є розвиток високоефективних енергозберігаючих технологій. При редукуванні газу на газорозподільних станціях (ГРС) до тисків в розподільних мережах втрачається значна кількість потенційної енергії надлишкового тиску газового потоку, яка була раніше передана йому на компресорних станціях. Використання вторинних енергетичних ресурсів (ВЕР), до яких відноситься енергія надлишкового тиску природного газу на ГРС, є одним із способів підвищення енергоефективності магістрального транспорту газу.

Однією з енергозберігаючих технологій виробництва електроенергії є детандер-генераторна технологія, заснована на застосуванні на станціях технологічного зниження тиску газу у системах газопостачання детандер-генераторних агрегатів (ДГА), висока енергетична ефективність яких отримала практичне підтвердження.

При установці на існуючих ГРС детандер-генераторного агрегату виникає проблема з підігрівом газу, оскільки зниження температури при розширенні у детандері істотно вище, ніж при дроселюванні. Важливим питанням при впровадженні детандер-генераторних агрегатів є вибір раціонального способу підігріву.

Метою даного дослідження була оцінка доцільності використання парокомпресійного теплового насосу (джерело низькопотенційного тепла - повітря) для підігріву газу на ГРС, розташованої на півдні України. Так як застосування теплового насосу для підігріву газу обґрунтовується економією енергоресурсів, то важливу роль при його проектуванні відіграє правильний вибір робочого тіла. Причому до недавнього часу в високотемпературному обладнанні (такому як теплові насоси) часто використовувався холодоагент R142b. Але цей холодоагент є озоноруйнуючим, тому необхідно вибрати альтернативне робоче тіло, яке при цьому забезпечує високі енергетичні характеристики теплового насосу. У проекті планується виконати аналіз роботи теплового насосу на різних холодоагентах і виконати еколого-енергетичний аналіз доцільності застосування того чи іншого робочого тіла.

Планується так само виконати конструктивний розрахунок конденсатора теплового насосу, у якому відбуватиметься нагрів природного газу.

Після прийняття конвенції в Кіото щодо обмеження викидів парникових газів проблема застосування нових методів аналізу перспектив застосування того чи іншого обладнання, які враховували б еколого-енергетичні аспекти, стала надзвичайно актуальною. При обгрунтуванні доцільності застосування того чи іншого обладнання необхідно прагнути не тільки до підвищення його енергоефективності, але необхідно враховувати енергетичні витрати і на створення обладнання, а так само пряму емісію парникових газів (холодоагенту). При цьому доцільно переводити витрачені енергоресурси в еквівалентну емісію діоксиду вуглецю, екологічно безпечна норма емісії для якого визначена. Саме тому порівняння проектованого теплового насосу при роботі на різних холодоагентах доцільно проводити з використанням еколого-енергетичного аналізу.


Розд
іл 2. Вибір схеми підігріву природного газу на ГРС з ДГА і оцінка необхідних температур

2.1 Схема підігріву природного газу на ГРС з використанням теплових насосів

Застосування детандер-генераторних агрегатів (ДГА) замість звичайного дроселювання дозволяє отримати електроенергію за рахунок використання надлишкового тиску природного газу.

Детандер-генераторний агрегат являє собою пристрій, в якому природний газ використовується в якості робочого тіла (без спалювання газу). До складу ДГА входять детандер, генератор, теплообмінне обладнання, системи контролю і регулювання параметрів роботи та ін. У детандері енергія газового потоку перетвориться в механічну роботу. Тиск і температура газу при цьому знижуються. Механічна енергія, отримана у детандері, може бути перетворена в електричну енергію в з'єднаному з детандером генераторі. При роботі таких установок поряд з електроенергією отримання тепла і холоду.

У зарубіжній науково-технічній періодичній літературі дається висока оцінка ефективності ДГА, яка визначається насамперед меншими питомими капітальними витратами і питомими витратами палива на вироблення електроенергії, ніж на паротурбінних енергоблоках.

Екологічні показники роботи ДГА досить високі і перевершують аналогічні показники інших енергогенеруючих установок. Це визначається самою природою установки: навіть при підігріві газу перед детандером теплотою, що виділилася при спалюванні палива, процес розширення газу в детандере може бути організований таким чином, що практично вся підведена до газу теплота буде перетворена в електроенергію. Коефіцієнт використання теплоти палива при цьому буде близький до одиниці. Використовуючи для підігріву газу високопотенціальні вторинні енергетичні ресурси або застосовуючи для цієї мети теплонасосну установку, можна виробляти електроенергію на ДГА взагалі без спалювання палива. Очевидно, що зменшення викидів шкідливих речовин в навколишнє середовище при використанні ДГА визначається спалюванням питомої витрати палива на вироблення електроенергії.

Вироблена ДГА електроенергія на ГРС буде для підприємства новим видом продукції і на технологію виробництва основної продукції прямо не вплине. Техніко-економічні показники основної продукції будуть залежати від ефективності використання ДГА тільки у частині, пов'язаній з енергетичними затратами.

Відповідно до завдання дипломного проекту, планується розглянути варіант використання, для підігріву природного газу, теплового насосу, який споживає вироблену ДГА електроенергію.

Схема установки, що містить ДГА і тепловий насос, наведена на мал. 2.1. Підкреслимо, що запропонована схема дозволяє установці працювати і у автономному режимі при наявності тільки низькопотенційного джерела теплоти. Установка працює таким чином.

Газ високого тиску по трубопроводу 3 надходить у теплообмінник 5, гріючим середовищем у якому служить низькокипляча рідина контуру теплонасосного пристрої (ТНП), що спрямовується в теплообмінник компресором 6, що обертається електродвигуном 7. низкокипляча рідина, віддавши тепло в теплообміннику 5, розширюється в дросельному вентилі 8, після чого поступає у випарник 9, де випаровується за рахунок низькопотенційного тепла і подається у вхідний патрубок компресора 6. Нагрітий у теплообміннику 5 газ високого тиску надходить у детандер 2. Після здійснення механічної роботи і розширення у детандері газ надходить по трубопроводу низького тиску 4 на подальше використання, а механічна робота газу, отримана у детандері 2, перетворюється в електричну енергію в електрогенераторі 1. Частина отриманої в електрогенераторі електричної енергії за допомогою електричного зв'язку 10 використовується для приведення в дію електродвигуна 7 компресора 6. Надлишок електроенергії, виробленої електрогенератором 1, через електричний зв'язок 11 може бути використаний для електропостачання зовнішніх споживачів.

Малюнок 2.1 Схема установки, що містить ДГА і тепловий насос:

1 - генератор; 2 - детандер; 3 і 4 - трубопроводи високого і низького тиску; 5 - теплообмінник; 6 - компресор ТНП; 7 - електродвигун; 8 - дросель ТНП; 9 - випарник; 10 і 11 - електричні зв'язки генератора ДГА з електродвигуном компресора і зовнішньою мережею.

2.2 Загальні відомості про газорозподільну станцію та кліматичні характеристики Одеського регіону

Газорозподільна станція призначена для подачі газу підприємствам, сільським господарствам і комунально-побутовим споживачам Одеської області із заданим тиском, температурою, при заданих витратах, необхідним ступенем очищення і одоризації газу.

Параметри газу на вході у газорозподільну станцію:

- робочий тиск - 2.5 МПа;

- склад газу за ДСТУ 51.40-83;

- газ постачається споживачам за ДСТУ 5542 - 87.

Параметри газу на виході з газорозподільної станцію:

1 -а лінія:

- вихідний тиск - 0.3 МПа (3.0 кгс/см2);

- пропускна здатність ГРС: мін. - 5000 м3/год., макс. - 50000 м3/год.

2 -а лінія:

- вихідний тиск - 0.3 МПа (3.0 кгс/см2);

- пропускна здатність ГРС: мін. - 10000 м3/год., макс. - 100000 м3/год. Загальна продуктивність ГРС: мін. - 15000 м3/год., макс. - 150000 м3/год.

Кількість вихідних ліній - дві. Кількість ниток редукування - п'ять. У відповідності з цим витрата газу, що пропускається однією ниткою редукування складе: 150000/5 = 30000 м3/год.

Для цієї витрати і буде проводитися надалі розрахунок та підбір обладнання.

Для розрахунку параметрів роботи теплового насосу необхідно задатися середніми температурами навколишнього повітря. Для Одеської області ці дані наведені в таблиці 2.1 [32].

Таблиця 2.1 Температура повітря (в °С) для Одеської обл.

Місяць року

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Середня температура

-0.5

-0.2

3.5

9.4

15.6

20

22.6

22.3

17.2

11.6

5.7

1.1

Температура газу за ходом його руху у газопроводі поступово знижується. Температура газу розраховується за формулою Шухова, яка враховує теплообмін газу з грунтом. Більш загальна формула, що враховує теплообмін з навколишнім середовищем, ефект Джоуля - Томсона, а також вплив рельєфу траси, має вигляд [2]:

,

де t - температура відповідно газу у газопроводі і навколишньому середовищі; t0 - початкова температура газу; l - відстань від початку газопроводу до розглянутої точки; Di- коефіцієнт Джоуля-Томсона; p1, p2 - тиск відповідно на початку і кінці газопроводу; l - довжина газопроводу; g-прискорення вільного падіння; Δz- різниця відміток по висоті кінцевої і початкової точок газопроводу; Cp - теплоємність газу при постійному тиску; K - коефіцієнт теплопередачі в навколишнє середовище; D - діаметр газопроводу; ρ - щільність газу; Q - об'ємна витрата газу.

Для горизонтальних газопроводів формула спрощується і має вигляд:

.

Розрахунки і спостереження показують, що температура газу по довжині газопроводу плавно наближається до температури грунту (мал. 2.2).

Малюнок 2.2 Зміна температури газу вздовж підземного газопроводу:

  1 - виміряна температура; 2 - зміна температури за формулою;

3 - температура ґрунту.

Вирівнювання температур газогону і грунту залежить від багатьох факторів. Відстань, де різниця температур газу у трубопроводі і грунті стає відчутною, можна визначити, якщо у рівняння, написане вище, прийняти t = t0 і  x = x0.

Тоді:

.

Можна вважати, що на цій же відстані від початку газогону припиняється випадання вологи з газу (якщо воно відбувалося), так як температура газу не змінюється, а тиск знижується.

Наприклад, за розрахунковими даними на підводному газопроводі діаметром 200 мм з пропускною здатністю 800 тис. м3/добу температура газу вирівнюється з температурою води на відстані 0.5 км, а на підземному газопроводі при тих же параметрах - на відстані 17 км.

Даний висновок важливий, для того, щоб знати температуру природного газу на вході на газорозподільну станцію. Для Одеської області дані про температуру ґрунту на різних глибинах наведено в табл. 2.2.

Таблиця 2.2. Температура ґрунту (у °С) на різних глибинах для

Одеської обл.[3]

h, м

Місяці

tcp,

°С

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

0.8

4

2.8

3.2

6.7

11.7

15.4

18.4

19.5

18.3

15

10.7

6.5

11

1.2

5.4

4

3,9

6.3

10.3

13.7

16.6

17.9

17.3

15.6

11.9

8.2

11

2.4

9.5

7.8

6.5

6.3

8.2

10.8

13.1

15.1

15.9

15.2

13.6

11.5

11

2.3 Розрахунок температури природного газу при його розширенні у детандері

У детандер-генераторному агрегаті (ДГА) відбувається зниження тиску природного газу і перетворення механічної роботи турбодетандера у електричну енергію на виведенні генератора. Підігрів газу перед ДГА необхідний внаслідок зниження його температури при розширенні аж до декількох десятків негативних градусів Цельсія. Крім того, більш висока температура на вході у турбодетандер підвищує його ККД (через більшу величину теплоперепада).

Для підбору способу підігріву і розрахунку обладнання для нагріву газу перед ДГА, необхідно визначити температуру газу після його розширення у детандері.

Спочатку оцінимо на скільки знизиться температура природного газу при його розширенні від вихідного тиску 2.5 МПа до кінцевого 0.3 МПа при самій низькій температурі природного газу 3 °С на вході у ГРС для Одеської області в січні (див. табл. 2.2).

Приймаємо адіабатний ККД детандера 0.75.

Попередній розрахунок показав, що при одноступінчастому розширенні у детандері для заданого перепаду тиску температура газу знижується дуже істотно. За вимогами ДСТУ, температура газу на виході з ГРС повинна становити не менше мінус 10 °С. При заданому перепаді тиску необхідно буде нагріти газ до досить високої температури перед входом в ДГА, для того, щоб отримати на виході його температуру не нижче мінус 10 °С. Тому, приймається рішення використовувати двоступеневе розширення газу в детандері з його проміжним підігрівом. Схема такого способу підігріву наведена на мал. 2.3.

Малюнок 2.3 Двоступенева схема розширення газу у детандерах з його проміжним підігрівом

Тут прийняті такі індекси:

1 - параметри газу на вході у підігрівач першої ступені;

2 - параметри газу на виході з підігрівача першої ступені (вході у ДГА першої ступені);

3 - параметри газу на вході у підігрівач другої ступені (на виході з ДГА першої ступені);

4 - параметри газу на виході з підігрівача другої ступені (вході у ДГА другої ступені);

5 - параметри газу на виході з ДГА другої ступені.

Відповідно з наведеною на мал. 2.3 схемою був виконаний розрахунок параметрів газу при його двоступеневому розширенні у детандері.

Розрахунок проводився за методикою [1].

  1.  Визначається температура газу на виході з ДГА другого ступеня по ДСТУ: t = -10°C.
    1.  Визначається оптимальний проміжний тиск між ступенями детандера: , при прийнятих умовах оптимальний тиск визначається з виразу .
    2.  Визначається температура газу на вході у детандер другого ступеня ; коефіцієнт z4 у першому наближенні задається рівним z5, потім розрахунок температури газу на виході з ДГА ведеться методом послідовних наближень.
    3.  Визначається температура газу на вході у ДГА першого ступеня: .
    4.  Визначається температура газу на виході з першої ступені ДГА:
    5.  Визначається потужність, що виробляється ДГА:

Розрахунки за наведеною методикою виконувалися у mathcad, результати розрахунку для різних тисків на вході у ГРС наведено в табл. 2.3.


Таблиця 2.3 Параметри природного газу при його двоступеневому розширенні у детандері при різних температурах природного газу на вході у ГРС, тиску на вході 2.5 МПа, на виході 0.3 МПа.

P1=P2, МПа

2.5

P3=P4, МПа

0.866

P5, МПа

0.3

t2, °С

45

t3, °С

-12

t4, °С

45

t5, °С

-10

N1, кВт

3261

N2, кВт

3339

Nсумм, кВт

6600

Як видно з виконаного розрахунку, температуру, до якої потрібно нагрівати газ при двоступеневому розширенні у детандері при максимальному тиску на вході у ГРС становить 45 °С. Для цієї температури і буде виконуватися розрахунок теплового насосу.


Розділ 3. Розрахунок параметрів парокомпресійного теплового насосу для підігріву природного газу на ГРС

В даний час використання теплового насосу для опалення, гарячого водопостачання розглядається як більш енергоефективна альтернатива іншим способам теплопостачання, таким як спалювання органічного палива, електрообігрів тощо.

Використання парокомпресійних теплових насосів на практиці завжди вимагає не тільки витрат енергії на привід електродвигуна компресора, але й додаткових джерел низькопотенційної теплоти. Навколишнє середовище, розглянуте як локальна частина навколишнього простору, представляє інтерес як джерело енергії, тільки в тому випадку, коли його температурний рівень незначно відрізняється від температури, необхідної споживачеві. Енергетичний рівень навколишнього середовища залежить від місця і часу. Вміст енергії в навколишньому просторі визначається головним чином сонячною радіацією, а також геотермальною енергією і енергією обертання у взаємозв'язку з гравітацією.

Джерелами енергії з навколишнього простору (енергоносіями) служать грунт, грунтові та поверхневі води, повітря та тепловиділення від опалювальних будівель.

При використанні тепла землі можна виділити два види теплової енергії - високопотенційну і низькопотенційну. Проте використання високопотенційного тепла землі (гідротермальні ресурси) обмежено районами з певними геологічними параметрами. Використання низькопотенційного тепла землі за допомогою теплового насосу можливо практично всюди.

За допомогою теплового насосу можна використовувати існуючу енергію навколишнього простору. Однак ефективне використання теплового насосу передбачає оцінку доцільних умов експлуатації, пов'язаних з температурним полем джерел енергії. Так ймовірний температурний рівень і інтервал коливань температури енергоносіїв виглядає наступним чином: навколишнє повітря 4-15°С; сонячна радіація 20-80°С; грунт 6-12°С; грунтові води 6-12°С; поверхневі води 5-15°С; стічні води 24-30°С; відпрацьоване повітря 12-30°С.

Щоб досягти високого коефіцієнту перетворення, завдяки невеликій різниці температур між джерелом тепла і теплоносієм установки, при застосуванні теплового насосу необхідно використовувати джерела з високим температурним рівнем.

Тепловий насос здатний забирати з зовнішнього повітря при температурі до -20 °С корисне тепло. При більш низьких температурах енергоефективність теплового насосу різко знижується і він вже не може конкурувати з традиційними способами нагріву. Тому доцільність використання теплових насосів, що використовують навколишнє повітря значно вище у південних регіонах України.

Для поліпшення умов використання енергії довкілля із застосуванням теплового насосу рекомендується:

- використовувати місцеві високотемпературні джерела енергії (наприклад, грунтові та поверхневі води, грунт на певній глибині);

-  використовувати зовнішні високотемпературні потоки енергії перед вирівнюванням їх температури з температурою навколишнього середовища (наприклад, сонячну радіацію за допомогою колекторів і абсорберів, відпрацьовану теплоту за допомогою теплообмінників);

-   акумулювати і періодично використовувати високотемпературні джерела навколишнього середовища у низькотемпературних акумуляторах (наприклад, зрушене по фазі використання грунтових вод, ґрунтових акумуляторів, акумуляторів скидної води).

Вже досить широко теплові насоси використовуються для опалення приміщень, але в промисловості, там де їх можна дійсно ефективно експлуатувати, вони не знайшли широкого застосування, а для нагріву досі використовується процес спалювання органічного палива. У силу цієї обставини антропогенний вплив таких підприємств на навколишнє середовище дуже великий. Дослідження доцільності застосування парокомпресійного теплового насосу, що працює на різних холодоагентах, стосовно до нагрівання газу на ГРС в кліматичних умовах півдня України є актуальним завданням.

3.1 Принцип роботи парокомпресійного теплового насосу

Тепловий насос - це «холодильник навпаки». В обох пристроях основними елементами є випарник, компресор, конденсатор і дросель (регулятор потоку), з'єднані трубопроводом, в якому циркулює потік холодоагенту - речовини, здатної кипіти при низькій температурі і міняє свій агрегатний стан з газового в одній частині циклу, на рідкий - у інший. У холодильнику основним кінцевим продуктом є холод, вироблений у випарнику, у тепловому насосі - навпаки, кінцевим продуктом є теплота конденсації.

Тепловий насос - пристрій, що поглинає тепловий потік від джерела з низькими температурами (низькопотенційного джерела тепла) і віддає його назад за рахунок підведення енергії при більш високих температурах (середовищу, що нагрівається).

Основними характеристиками теплового насосу є:

- номінальна споживана потужність (компресора) - максимально можливе споживання електроенергії тепловим насосом при тривалій експлуатації в певних умовах,

- теплопродуктивність - тепловий потік, що передається у конденсаторі теплового насосу споживачеві,

- коефіцієнт перетворення - відношення теплопродуктивності теплового насосу до споживаної потужності компресора. Оскільки теплопродуктивність завжди більше споживаної потужності компресора, то коефіцієнт перетворення завжди більше 1.

Для забезпечення функціонування парокомпресійного теплового насосу основне значення має холодоагент (робоче тіло). Він має властивість кипіти при досить низьких температурах. При подачі зовнішнього повітря або води в теплообмінник (випарник) циркулююче в ньому робоче тіло забирає від джерела низькопотенційного тепла частину енергії, при цьому випаровується. Джерело низькопотенційного тепла охолоджується на кілька градусів. Компресор всмоктує газоподібне робоче тіло і стискає його. За рахунок збільшення тиску відбувається підвищення температури - таким чином, робоче середовище «підкачується» до більш високого температурного рівня. Для цього потрібна електроенергія. З компресора стиснуте середовище подається в розташований за ним конденсатор. Тут робоче тіло охолоджується і конденсується, при цьому віддає отримане раніше тепло воді, що циркулює в системі водяного опалення. Після конденсатора рідкий холодоагент дроселюється (через розширювальний вентиль), відбувається зниження його тиску, і цикл повторюється.

Тепловий насос класифікуються за джерелом і приймачем тепла, розподілом нагріваючої і охолоджуючої рідини, термодинамічним циклом, обмеженням джерела і приймача. На мал. 3.1 - 3.3 показані найбільш поширені типи установок на основі теплових насосів замкнутого парокомпресійного циклу, використовуваних для нагрівання та охолодження.

Малюнок 3.1 Схема повітря-повітряного теплового насосу

Малюнок 3.2 Схема водо-повітряного теплового насосу

Малюнок 3.3 Схема водо-водяного теплового насосу.

Як згадувалося вище, джерелами тепла низького потенціалу для теплового насосу можуть служити: грунт, артезіанська вода, побутові стічні води, сонячна енергія, повітря і тепло всередині будівлі. Розглянемо на прикладі нагріву газу на ГРС розташованої на півдні України, доцільність використання низькопотенційного тепла навколишнього повітря як джерела енергії для теплового насосу. При розгляді грунту в якості джерела низькопотенційної теплоти, можуть виникнути питання, пов'язані з відсутністю вільної площі землі для розміщення теплообмінника теплового насосу, а також мінливість температури грунту, яка змінюється протягом року. А використання води не завжди можливе через відсутність водойм.

3.2 Робочі тіла парокомпресійних теплових насосів

Для теплового насосу, розглянутого в роботі, необхідно підібрати таке робоче тіло, яке буде кипіти в випарнику при температурі приблизно на 10 °C нижче температури навколишнього повітря (низькопотенційного джерела теплоти) при тисках близьких до атмосферного. При цьому тиск в конденсаторі при температурі 55 °C (на 10 °C більше температури газу, що підігрівається) не повинен бути достатньо великим (не більше 2 МПа).

Таким параметрам відповідають холодоагенти R134a, R600a, R245fa, R410А і деякі інші. Для подальшого розгляду прийняті саме ці робочі тіла, так як є досить великий досвід їх використання на практиці.

Розглянемо найбільш перспективні холодоагенти, що знайшли застосування в сучасних теплових насосах.

Холодоагент R600a. Хімічна формула С4Н10 (ізобутан). У порівнянні з холодоагентами R12 і R134a ізобутан має значні екологічні переваги. Цей природний газ не руйнує озоновий шар (ODP = 0) і не сприяє появі парникового ефекту (GWP = 20). Маса холодоагенту, що циркулює в агрегаті при використанні ізобутану, значно скорочується (приблизно на 30%). Питома маса ізобутану в 2 рази більша питомої маси повітря - газоподібний R600a стелиться по землі. Ізобутан добре розчиняється у мінеральному маслі, має більш високий, ніж R12, холодильний коефіцієнт, що зменшує енергоспоживання.

Ізобутан горючий, легко загорається і вибухонебезпечний, але тільки при з'єднанні з повітрям при об'ємній частці холодоагенту 1.3-8.5%. Нижня межа вибухонебезпечності (1.3%) відповідає 31 г. R600a на 1 м3 повітря. Температура загоряння дорівнює 460 °C.

Холодоагент R134а. Хімічна формула CF3CFH2 (тетрафторетан). Молекула R134a має менші розміри, ніж молекула R12, що робить більш значною небезпеку витоків. Відноситься до групи ГФУ (HFC). Потенціал руйнування озону ODP = 0, потенціал глобального потепління GWP = 1370. Холодоагент R134a нетоксичний і не запалюється у всьому діапазоні температур експлуатації. Проте при попаданні повітря в систему і стиску можуть утворюватися горючі суміші. Не слід змішувати R134a з R12, тому що утворюється азеотропна суміш високого тиску з масовими частками компонентів 50 і 50%. Тиск насиченої пари цього холодоагенту трохи вище, ніж у R12 (відповідно 1.16 і 1.08 МПа при 45 °C). Пар R134a розкладається під впливом полум'я з утворенням отруйних і дратівливих сполук, таких, як фторводород.

За класифікацією ASHRAE цей продукт відноситься до класу А1. У середньотемпературному обладнанні (температура кипіння -7 °C і вище) R134a має експлуатаційні характеристики, близькі до R12.

Для R134a характерні невелика температура нагнітання (вона в середньому на 8-10 °C нижче, ніж для R12) і невисокі значення тиску насичених парів.

Через значний потенціал глобального потепління рекомендується застосовувати R134a в герметичних системах. Вплив R134a на парниковий ефект в 1300 разів сильніше, ніж у СО2.

Для роботи з холодоагентом R134a рекомендуються тільки поліефірні холодильні масла, які характеризуються підвищеною гігроскопічністю.

Холодоагент R410А. Торгова марка SUVA9100. Являє собою подвійну азеотропную суміш гідрофторвуглеців R32 і R125 при рівних масових частках компонентів (50 і 50%). Потенціал руйнування озону ODP = 0. Потенціал глобального потепління GWP = 2100. Питома продуктивність R410А приблизно на 50% більше, ніж у R22 (при температурі 54 °C), а робочий тиск у циклі на 35-45% вище, ніж у R22, що призводить до необхідності внесення конструктивних змін в компресор і теплообмінники, а отже до зростання капітальних витрат.

Оскільки щільність R410А вище, ніж R22, компресор, комунікаційні лінії і теплообмінники повинні мати менші розміри.    

Холодоагент R245fa. HFC-245fa також відомий як пентафторпропан і його хімічна назва 1,1,1,3,3-pentafluoropropane. Він не має потенціал руйнування озону ODP = 0 і майже не токсичний. Потенціал глобального потепління GWP = 1050. Практично не схильний до біодеструкції з терміном служби 7.2 роки, після чого в кінцевому підсумку він випаровується в атмосферу. Одним з недоліків R245fa є його висока вартість.

3.3 Розрахунок параметрів циклу парокомпресійного теплового насосу

Відповідно до наведеної на мал. 2.3 схеми необхідно використовувати тепловий насос з двома конденсаторами - з однаковою температурою конденсації, в кожному з яких буде послідовно підігріватися один і той же потік газу перед першою і другою сходинкою редукування (тиск газових потоків при цьому буде різним). Необхідно враховувати той факт, що теплове навантаження конденсаторів буде різним, оскільки ступінь нагрівання в них природного газу (при однакових витратах) різна - схема на рис. 2.3.

Цикл звичайної одноступеневої парокомпресійної холодильної машини представлений на мал. 3.4.

Малюнок 3.4 Цикл одноступеневої парокомпресійної холодильної машини (теплового насосу) в TS діаграмі

На мал. 3.4: процес 1,2 '- адіабатне стиснення парів холодоагенту в компресорі (S = const); процес 1,2 - реальний процес стиснення холодоагенту в компресорі; процес 2,3 - охолодження парів холодоагенту в конденсаторі (Р = const); процес 3,4 - конденсація парів холодоагенту в конденсаторі (Р = const); процес 4,5 - переохолодження рідкого холодоагенту (Р = const); процес 5,6 - дроселювання (h = const); процес 6,7 - випаровування холодоагенту в випарники (Р = const).

Методика розрахунку енергетичних характеристик парокомпресійного теплового насосу наведена нижче.

Питома холодопродуктивність (Дж/кг):

- якщо нагрів парів холодоагенту (процес 7,1) відбувається в регенеративному теплообміннику (регенеративний цикл):        (3.1)

- якщо нагрів парів холодоагенту (процес 7,1) відбувається в випарнику холодильної машини (не регенеративний цикл): ,          (3.1*)

де h7 і h6, h1 - ентальпії, визначені за T-S діаграмою в точках 6 та 7 (мал. 3.4).

Питома адіабатна робота стиснення (Дж/кг):.                      (3.2)

Теоретичний холодильний коефіцієнт:.                                (3.3)

Питома теплопродуктивність (Дж/кг):

- якщо цикл регенеративний: .               (3.4)

- якщо цикл не регенеративний:.            (3.4*)

Теоретичний коефіцієнт перетворення теплового насосу:

.                            (3.5)

Масова витрата холодоагенту в холодильній машині (кг/с): , (3.6)

.                       (3.6*)

де Q0 - холодопродуктивність холодильної машини, Вт.

Коефіцієнт подачі можна визначити за досвідченими графіками залежно від співвідношення тиску конденсації та кипіння. Або можна розрахувати за формулами: .                          (3.7)

Коефіцієнт підігріву: ,                         (3.8)

де Т0 і Тк - температури кипіння і конденсації, К.

Коефіцієнт видимих об'ємних втрат:

         ,                    (3.9)

де DРВС - депресія на вході до компресорів, можна прийняти DРВС=0,005 МПа; DРН - депресія на нагнітанні, можна прийняти DРН=0,01 МПа; с - відносний мертвий простір, можна прийняти с=0,05.

Холодопродуктивність (кВт): .                                (3.10)

Теплопродуктивність теплового насосу (теплове навантаження конденсатора холодильної машини) (кВт): .            (3.11)

Дійсна потужність, що витрачається холодильною машиною (тепловим насосом) (кВт):

                                                  ,             (3.12)

де η - загальний ККД.

                                             ,             (3.13)

де ηi - індикаторний ККД компресора, що враховує відміну дійсного робочого процесу від теоретичного (ізоентропного) - відмінність процесів 1,2 та 1,2' на мал. 3.1; ηмех - механічний ККД компресора, що враховує втрати, викликані тертям; ηп - ККД передачі; ηд - ККД двигуна компресора.

Індикаторний ККД орієнтовно можна обчислити за емпіричними формулами:                                                                              (3.14)

При наближених розрахунках можна прийняти: ηмех = 0.85; ηп = 0.95; ηд = 0.95.

Дійсні холодильний коефіцієнт і коефіцієнт перетворення (відповідно):

                                               ,             (3.15)

                                               .             (3.16)

Кількість теплоти, необхідної для підігріву газу, визначається за формулою:

                                                                               (3.17)

де Qк - кількість теплоти для підігріву газу від початкової температури tвх(на вході у підігрівач) до кінцевої tвих(на виході з нього), Вт; Cр- теплоємність газу, Дж/(кг·К); т – масова витрата газу, кг/с.

Приймаємо відносну щільність природного газу по повітрю при 20 °С, що дорівнює 0.607 (за [34] умовно для газу Шебелинського родовища).

Потрібно враховувати, що підігрів газу здійснюється двоступенево: у першій ступені від 3 °С до 45 °С, у другій - від мінус 12 °С до 45 °С.

Середня температура газу при його підігріві від 3 °С до 45 °С становить 24°С. При даній температурі і щільності за графіком на рис. 3.4 знаходимо Cp=2.09 кДж/(кг·К).

Аналогічно для другого ступеня середня температура газу при його підігріві від - 12 °С до 45 °С становить 16.5 °С. При даній температурі і щільності за графіком на мал. 3.5 знаходимо Ср=2.03 кДж/(кг·К).

Мал. 3.5 Залежність питомої теплоємності вуглеводневих газів від температури і відносної щільності [24]

Так як комерційна витрата газу приведена до т.зв. стандартних умов   Т=293 К і Р=1.013·105 Па, то знаходимо щільність газу при цих умовах:                  кг/м3,                                                    (3.18)

де 1.204 кг/м3 – щільність сухого повітря при Т=293 К і Р=1.013·105 Па [17].

Так як розрахунок теплового насосу будемо вести для однієї нитки редукування, то розрахункову витрату природного газу приймемо рівною 150000/5=30000 м3/год.

Вт                               (3.19)

 Вт                      (3.20)

Вт                                                                                   (3.21)

Оскільки метою диплому був вибір енергетично ефективного робочого тіла теплового насосу, то доцільно виконати розрахунок циклу і визначити енергетичні характеристики для декількох холодоагентів, описаних у попередньому розділі. Розрахунок виконувався за методикою, зазначеної вище з використанням програми Refprop для прийнятих холодоагентів. Результати розрахунку наведені у табл. 3.1. При цьому для розрахунку приймалися такі вихідні дані:

- температура конденсації на 10 °C більша температури природного газу на виході з ТН – 45 °C;

- температура кипіння на 10 °C менша температури навколишнього повітря на вході у ТН, для аналізу вибору холодоагенту розрахунок будемо виконувати для середньої у зимовий період температури повітря для Одеської області мінус 0.5 °C, тобто температура у випарнику мінус 10.5 °C;

- переохолодження рідкого холодоагенту на виході з конденсатора 30 °C;

- перегрів випарів холодоагенту перед входом у компресор 10 °C.

Як видно з наведених у табл. 3.1 розрахунків, найбільшу величину коефіцієнта перетворення забезпечує застосування холодоагенту R600а (ізобутану). Він у даний час вже широко використовується в різному обладнанні, в т.ч. у побутових холодильниках, незважаючи на його пожежонебезпечність.

Таблиця 3.1 Результати розрахунку циклу теплового насосу на декількох холодоагентах

Параметр

R134а

R410а

R600а

R245fa

Р0, МПа

0.19667

0.56282

0.10637

0.031957

Рк, МПа

1.4915

3.4352

0.77299

0.40005

t0, ºС

-10.5

-10.5

-10.5

-10.5

tk, ºС

55

55

55

55

h1, Дж/кг

401.28

428.32

556.78

405.63

h2, Дж/кг

446.01

483.10

634.88

474.09

h3, Дж/кг

425.15

418.46

627.22

444.50

h4 ,Дж/кг

279.47

296.57

335.25

273.25

h5 ,Дж/кг

234.58

239.11

259.22

232.53

h6, Дж/кг

234.58

239.11

259.22

232.53

h7, Дж/кг

392.36

417.79

540.26

396.81

q0, Дж/кг

166700

189210

297560

173100

la, Дж/кг

44730

54780

78100

68460

εТЕОР

3.73

3.45

3.81

2.53

qk, Дж/кг

211430

243990

375660

241560

μТЕОР

4.74

4.45

4.81

3.53

M, кг/с

5.863

5.080

3.30

5.132

Qk, Вт

1239593

1239593

1239593

1239593

λi

0.64158

0.73460

0.63260

0.244141

λw

0.80

0.80

0.80

0.80

λ

0.51326

0.58768

0.50608

0.195313

Q0, кВт

977.362

961.187

981.948

888.349

ηi

0.7737

0.7737

0.7737

0.7737

N, кВт

441.874

468.884

434.254

591.974

εД

2.212

2.050

2.261

1.501

µД

2.805

2.644

2.854

2.094

Для підвищення ефективності розглянутого теплового насосу в даному застосуванні можна розглянути кілька варіантів циклу з різними значеннями переохолодження рідкого холодоагенту після конденсатора (Δtпереохол=t4-t5). У розглянутому варіанті, де тепло конденсації передається природному газу, який нагрівається від температури 3 °С (у зимовий час) до 45 °С можливо за рахунок протитечійної схеми руху теплоносіїв (переохолоджуваного холодоагенту і природного газу) досить сильно переохолодити холодоагент, отримавши від нього більше теплоти (при однаковому енергоспоживанні компресором). То можна підвищити коефіцієнт перетворення теплового насосу, який розглядається і підвищити його енергоефективність.

Отже, слід вибрати максимально можливе переохолодження в проектованому тепловому насосі, яке відповідає температурі на виході з переохолоджувача приблизно на 10 °С вище температури охолоджуючого середовища (в даному випадку - це природний газ) температура якого може залежно від сезону на першій ступені нагріву складати, як показано вище, від   2.8 °С до 19.5 °С. Отже, для зимового періоду можна прийняти температуру на виході з переохолоджувача 13 °С, що відповідає Δtпереохол = 42 °С, а для літнього - 29 °С, що відповідає Δtпереохол = 26 °С. А якщо використовувати холод природного газу після першого ступеня редукування (його температура мінус 12 °С) незалежно від сезону, то можна отримати температуру на виході з переохолоджувача мінус 2 °С, а Δtпереохол = 57 °С!

Вважається [36], що зниження температури холодоагенту, що переохолоджується, на один градус відповідає підвищенню продуктивності нормально функціонуючої холодильної установки приблизно на 1% при тому ж рівні енергоспоживання. Ефект досягається за рахунок зменшення при переохолодженні частки пару в парорідинній суміші, що надходить з терморегулюючого вентиля (ТРВ) у випарник.

Залежно від розмірів і конструкції холодильних установок реалізувати цей фактор можна в додатковому теплообміннику, що встановлюється на рідинній лінії між ресивером та ТРВ випарника, різними способами.

Виконаємо розрахунок величини коефіцієнта перетворення при різних Δtпереохол. Результати розрахунку наведені в таблиці 3.2. Параметри циклу - аналогічні наведеним в табл. 3.1 для вибраного вище холодоагенту R600а.

Таблиця 3.2 Результати розрахунку циклу теплового насосу при різних значеннях величини переохолодження холодоагенту

Δtпереох, °С

10

20

26

30

40

42

57

h5 = h6 , Дж/кг

309120

283810

268970

259220

235280

230570

195940

q0, Дж/кг

247660

272970

287810

297560

321500

326210

360840

εТЕОР

3.17

3.49

3.68

3.81

4.12

4.18

4.62

qk, Дж/кг

325760

351070

365910

375660

399600

404310

438940

μТЕОР

4.17

4.49

4.68

4.81

5.12

5.18

5.62

M, кг/с

3.805

3.531

3.388

3.30

3.102

3.066

2.824

Qk, Вт

1239593

1239593

1239593

1239593

1239593

1239593

1239593

Q0, кВт

942.35

963.86

975.10

981.95

997.29

1000.16

1019.01

N, кВт

500.7

464.65

445.83

434.25

408.20

403.46

371.62

εД

1.882

2.074

2.187

2.261

2.443

2.479

2.742

µД

2.476

2.668

2.780

2.854

3.037

3.072

3.336

Як видно з наведених у табл. 3.2 результатів розрахунку, збільшення переохолодження холодоагенту після конденсатора призводить до істотного підвищення коефіцієнта перетворення.

Мал. 3.3 Залежність коефіцієнта перетворення від температури переохолодження

3.4 Розрахунок частки електроенергії, що видається ДГА, потрібної для роботи теплового насосу

Визначимо, яка кількість з вироблюваної ДГА електроенергії буде споживатися тепловим насосом для підігріву природного газу. Розрахунок виконується для найбільш несприятливого (зимового) періоду роботи.

З попередніх розрахунків, електрична потужність, що видається ДГА за умови редукування газу від 2.5 МПа до 0.3 МПа і витраті газу 150000 м3/год:

перша ступінь: N1 = 3261 кВт,

друга ступінь: N2 = 3339 кВт,

Nсумм = 6600 кВт.

У розрахунку на одну нитку редукування (30000 м3/год):

перша ступінь: N1 = 652.2 кВт,

друга ступінь: N2 = 667.8 кВт,

Nсумм = 1320 кВт.

Потужність, необхідна для роботи теплового насосу для підігріву природного газу перед двома ступенями редукування від 2.5 МПа до 0.3 МПа і витраті газу 30000 м3/год:

NТН =371.62 кВт.

Частка електроенергії, що видається ДГА, споживана тепловим насосом для підігріву природного газу: 371.62/1320·100%=28.15 %.

Слід зазначити, що дана величина цілком порівнянна з даними, наведеними в літературі щодо перспектив використання теплових насосів при підігріві природного газу на ГРС з ДГА [18], де заявлено, що повинна становити близько 20-25% від усієї вироблюваної ДГА електроенергії. Отримана у розрахунках величина 28.15% є максимально можливою, оскільки в більш теплий період року витрата електроенергії на підігрів зменшиться як за рахунок більш високої температури газу, що приходить на ГРС , так і (більшою мірою) за рахунок підвищення коефіцієнта перетворення теплового насосу через підвищення температури низькопотенційного джерела тепла (навколишнього повітря).


Розділ 4. Теплообмінне обладнання блоку підігріву природного газу в складі теплонасосної установки

4.1 Тепловий баланс системи конденсатор-переохолоджувач

Відповідно до обраної схеми теплового насосу природний газ другого ступеня (з температурою на вході мінус 12 °С) буде спочатку підігріватися в переохолоджувачі (за рахунок теплоти рідкого холодоагенту), потім в конденсаторі (за рахунок теплоти холодоагенту, що конденсується ). Природний газ першого ступеня буде підігріватися тільки в конденсаторі. Переохолодження холодоагенту тільки за рахунок холоду природного газу другого ступеня редукування пояснюється незалежністю його температури від сезону і більш низьким значенням цієї температури. Використовувати для переохолодження природний газ першого ступеня редукування не так вигідно (як показали попередні розрахунки, табл. 3.2) і складно через коливання температури по сезонах.

На першому етапі необхідно визначити температуру природного газу на виході з переохолоджувача (вході в конденсатор).

Вихідні дані:

Температура природного газу на вході в переохолоджувач: мінус 12 °С;

Температура природного газу на виході з конденсатора: 45 °С;

Температура холодоагенту на вході в конденсатор – 55 °С, ентальпія - 627.22 кДж/кг;

Температура холодоагенту на вході в переохолоджувач, виході з конденсатора  – 55 °С, ентальпія - 335.25 кДж/кг;

Температура холодоагенту на виході з переохолоджувача: мінус 2°С, ентальпія - 195.94 кДж/кг;

Витрата природного газу через одну нитку ГРС - 30000 м3/год (при н.у.) = 6.092 кг/с;

Витрата холодоагенту для конденсатора першого ступеня - 1.831 кг/с;

Витрата холодоагенту для конденсатора другого ступеня - 1.043 кг/с;

Загальна витрата холодоагенту - 2.874 кг/с.

Теплове навантаження конденсатора першого ступеня:

Вт

Теплове навантаження конденсатора другого ступеня:

 Вт

°C              

Витрата холодоагенту через конденсатор першого ступеня:

                                                                                (4.1)

 кг/с                                         (4.2)

Витрата холодоагенту через конденсатор другого ступеня:

                                           (4.3)

                                                                       (4.4)

кг/с

Визначаємо температуру газу на виході з переохолоджувача (вході в конденсатор першого ступеня):

                          (4.5)

                                                                  (4.6)

°C

Теплове навантаження теплообмінника-переохолоджувача холодоагенту:

                                                                      (4.7)

Вт

Перевіряємо температуру природного газу на виході з переохолоджувача:

°C.

Розрахунки показали, що температура газу на виході з переохолоджувача, визначена двома способами, однакова, отже, тепловий баланс складено правильно.

4.2 Конструкція конденсатора теплового насосу

У конденсаторі перегріті пари холодильного агента, що надходять з компресора, охолоджуються до температури насичення і конденсуються; в деяких випадках утворений конденсат охолоджується нижче температури конденсації (переохолоджується), але в даній схемі буде спроектований окремий переохолоджувач.  

Конденсатори можна класифікувати за видом охолоджуючого середовища, конструктивного виконання і умов конденсації холодильного агента. За видом охолоджуючого середовища розрізняють конденсатори: водяні; повітряні; з водоповітряним охолодженням; з охолодженням киплячим холодильним агентом (конденсатори-випарники) або технологічним продуктом.

Конструктивно конденсатори можуть бути виконані як кожухотрубні горизонтальні або вертикальні, кожухозмійовикові, елементні, двотрубні, пакетно-панельні, пластинчасті. Кожухотрубні конденсатори характеризуються високою інтенсивністю теплопередачі.

Кожухотрубні горизонтальні конденсатори - приклад на мал. 4.1. Кожухотрубний горизонтальний конденсатор являє собою циліндричний кожух з плоскими трубними гратами, в отворах яких розвальцовані або уварені труби. Теплоносій, що нагрівається  (в даному проекті - природний газ) протікає по трубах, холодильний агент конденсується на їх зовнішній поверхні. Для того щоб уникнути прогину труб при великому відношенні довжини труб до їх діаметру, в кожусі апарату передбачаються підтримуючі перегородки. Нижня частина кожуха не заповнена трубами; її використовують як ресивер для рідкого холодильного агента.

Для рівномірного розподілу пари по довжині апарату іноді виключають кілька труб у верхній його частині. У цих же цілях у великі конденсатори пар подають через колектор з декількома вводами по довжині і роблять вільні проходи для рівномірного розподілу пари по глибині апарату. Останнє сприяє також більш рівномірному розподілу коефіцієнтів тепловіддачі холодильного агента по висоті апарату.

Патрубки для підведення і відведення середовища, що нагрівається (природного газу), розташовані, як правило, з одного боку апарату, при цьому забезпечується парне число ходів. Середовище яке нагрівається зазвичай підводиться до нижнього патрубка і відводиться від верхнього. На конденсаторі встановлюються запобіжний клапан, покажчик рівня холодильного агента (скло Клінгера), вентиль для спуску повітря з міжтрубного простору та ін.

Малюнок 4.1 Схематичне зображення двоходового кожухотрубного конденсатора

4.3 Розрахунок кожухотрубного конденсатора теплового насосу

У якості вхідних даних для розрахунку конденсатора приймаємо попередньо геометричні характеристики теплообмінника, як і для підігрівача газу ПГПТ-30 (за даними підприємства-виробника):

- Трубки зі сталі діаметром 20 × 2 мм,

- Довжина труб у пучку - 4 м, загальне число трубок - 122 шт.,

- Кількість ходів - 2, отже число труб в одному ході - 61 шт.

- Розташування труб шахове, крок труб - 26 мм.

Малюнок 4.2 Трубний пучок підігрівача газу ПТПГ-30 в розрізі

(за даними підприємства-виробника)

Планується виконати конструкторський розрахунок з визначенням площі теплообмінної поверхні, компонуванням трубного пучка і підбором кількості підігрівачів.

Газ, який нагрівається, проходить по трубках, конденсація холодоагенту здійснюється на зовнішній поверхні трубок.

Теплопродуктивність конденсатора QkI = 534.726 кВт (прийнято з попередніх розрахунків енергетичних характеристик теплового насосу при роботі на холодоагенті R600а).

Температура конденсації R600а tн =55 ºС, температура газу на вході в теплообмінник tг1 = 3 ºС і на виході tг2 = 45 ºС.

Розрахунок:

1. Середня логарифмічна різниця температур в теплообміннику розраховується за формулою:

                                               ,                                                (4.8)

де tб та  - більша і менша різниці температур між теплоносіями біля кінців теплообмінного апарату. За протиточною схемою руху теплоносіїв без зміни їх агрегатного стану значення та  зручно визначати за мал. 4.3.

Малюнок 4.3 Зміна температур теплоносіїв в теплообміннику за протиточною схемою руху середовищ

Визначаємо середньологаріфмічну різницю температур. Схема руху теплоносіїв:

55 ºС

→ конденсація холодоагенту →

55 ºС

45 ºС

← холодний теплоносій (природний газ)←

3 ºС

Δtм=10 ºС

Δtб=52 ºС

 ≈ 25.5 °C

Середня температура газу 29.5  ºС.

2. Визначення коефіцієнта тепловіддачі до газу, що підігрівається , який рухається всередині трубного пучка.

Щільність природного газу при параметрах в теплообміннику tср=29.5 ºС.  та Р=2.5 МПа, якщо відома густина за стандартних умов (Тст=293 К та Рст=1.013·105 Па) :

                                                       ,                                              (4.9)

тут z - коефіцієнт стисливості, який залежить від наведених тиску і температури:

                                                                                                                                  (4.10)

                                                                                                                                                      (4.11) 

Критичні параметри для природного газу (приймаємо як для метану) Ткр=190.55 К та Ркр=4.64 МПа.

Для природного газу коефіцієнт стисливості можна розрахувати за наступною формулою:

                                                   .                                           (4.12)

.

.

.

.

Об'ємна витрата природного газу при та Р=2.5 МПа.

.                                                       (4.13)

Швидкість руху газу в трубному пучку:

            =.                                 (4.14)

Отримана швидкість виявилася вище рекомендованої для газів (12-16 м/с), тому для зменшення швидкості газового потоку приймаємо замість двоходового руху потоку - одноходовий. При цьому число трубок, по яких буде рухатися газ склав 61х2 = 122 трубки.

Тоді швидкість руху газу в трубному пучку:

            =.                     (4.14*)

Отримана швидкість є допустимою для газових потоків в теплообмінниках.

Далі для обчислення числа Рейнольдса необхідно визначити в'язкість газу. Вважається, що для більшості газів в'язкість, при тисках від 0 до 5 МПа, практично не залежить від тиску (змінюється на ~ ±10%). Тому, за [25] визначаємо динамічну в'язкість при  =>μ=1.02·10-7 Па·с.

Залежність кінематичної в'язкості газу від температури і тиску виражається наступною формулою:

                                              ,                                  (4.15)

де С – постійна, що залежить від властивостей газу, для метану С= 164 [8]; R=8314 Дж/(кмоль·К)– універсальна газова стала.

Тоді кінематична в'язкість при :

.

Число Рейнольдса:

                                          .                               (4.16)

Для тепловіддачі при турбулентному режимі руху рідин і газів у трубах справедлива наступна емпірична формула для числа Нуссельта [20]:

                                              .                                                          (4.17)

Pr – число Прандтля:

                                                                        ,                                                                              (4.18)

де а – температуропровідність, м2/с.

Температуропровідність можна виразити через інші властивості газу:

                                                                         ,                                                  (4.19)

Визначаємо теплопровідність газу по середньому тиску і температурі в теплообміннику по [25]: λ=0.036241 Вт/(м·К).

,

.

Поправка , яка враховує відміну властивостей газу при середній температурі і при температурі більше гарячої тепловіддаючої поверхні (трубки теплообмінника), для газів приблизно дорівнює одиниці .

.

Тоді коефіцієнт тепловіддачі від гарячої трубки теплообмінника до природного газу, що нагрівається:

.                                                 (4.20)

3. Коефіцієнт тепловіддачі холодоагенту, який конденсується на пучку горизонтальних труб, при відсутності впливу швидкості руху пару:

                                                  ,                                      (4.21)

Значення властивостей холодоагенту R600а при tн =55˚С [20]:

кДж/кг;

 кг/м3;

 Вт/(м·К);

.

Поправочний коефіцієнт, враховує вплив натікання конденсату з вище розміщених труб на ті, які пролягають нижче.

                                                                                                                                                      (4.22)

, 

де  n – кількість трубок по вертикалі. За мал. 4.2 n=12 шт.

θa – різниця між температурами холодоагенту і стінки.

Так як температура стінки невідома, то подальші розрахунки проводяться графоаналітичним способом. Задаємося чотирма значеннями температури стінки (числові значення приймаються в інтервалі між температурою конденсації холодоагенту і середньою температурою газу). При цих температурах виконується розрахунок чотирьох числових значень коефіцієнта тепловіддачі з боку холодоагенту:

Таблиця 4.1 Залежність коефіцієнтів тепловіддачі і щільності теплового потоку в теплообміннику від tст .

tст , ˚С

Θа, ˚С

,Вт/(м2·К)

qа, Вт/м2

Θв, ˚С

,Вт/(м2·К)

qв, Вт/м2

50

5

1144

5720

20.5

681

13558

45

10

962

9620

15.5

681

10251

40

15

869

13035

10.5

681

6944

35

20

809

16180

5.5

681

3638

Θа= tк - tст;                                                                                                                                                  (4.23)

Θв= tст- tср.газа;                                                                                                         (4.24)

tк=55˚С;     

tср.газа=29.5˚С.                                            

Вт/(м2·К);

Вт/(м2·К);

Вт/(м2·К);

Вт/(м2·К).

Визначаємо щільність теплового потоку від холодоагенту, що конденсується, до газу, віднесену до внутрішньої поверхні труб Fвн . 

При передачі тепла від зовнішньої стінки труби з температурою tст до газу (з урахуванням термічного опору стінки):

,                                                                                              (4.25)

Вт/м2,

Вт/м2;

Вт/м2;

Вт/м2.

Щільність теплового потоку від R600а до зовнішньої поверхні труб:

                                                                                (4.26)

Вт/м2;

Вт/м2;

Вт/м2;

Вт/м2.

Будуємо графіки  qв =fв) та qa =fa) – наведено в додатку. За графіком визначено значення q.

q=9900 Вт/м2.

 Вт

5. Площа поверхні конденсатора:

м2                                                                                                              (4.27)

Приймаємо стандартний конденсатор [Иоффе] з площею теплообмінної поверхні 70 м2, з dкожуха=600 мм, lтрубок=3 м, d=20×2 мм. Загальна кількість трубок n=370, число ходів z=2. Для підтримки необхідного гідродинамічного режиму течії газу в трубах і для зменшення площі теплообмінника, кількість трубок в ньому можна зменшити.


Розділ 5. Економічна частина                                                                       5.1 Техніко-економічне обґрунтування проекту                                Порівняльний техніко-економічний аналіз

В даний час перед Україною, як і перед усім світом, гостро стоять дві взаємопов'язані проблеми: економія паливно-енергетичних ресурсів та зменшення забруднення навколишнього середовища. В умовах виснаження запасів органічного палива і різкого підвищення витрат на освоєння нових родовищ стає все більш нераціональним спалювання вугілля, газу і нафтопродуктів в мільйонах малопотужних котелень та індивідуальних топкових агрегатах, що викликає велику кількість шкідливих викидів в атмосферу і істотне погіршення екологічної обстановки в містах і світі.

Порівняємо техніко-економічні характеристики двох способів підігріву газу на ГРС перед редукуванням: спосіб підігріву газу (при використанні традиційного способу із застосуванням підігрівачів ПТПГ-30) і підігрів при використанні теплового насосу (проекту якого присвячена магістерська робота).

Зазначимо, що перший спосіб є на сьогоднішній день найбільш поширеним, а другий вважається перспективним, особливо в разі впровадження на ГРС детандер-генераторних агрегатів, які вироблятимуть «безкоштовну» електроенергію. Тепло-холодопостачання за допомогою теплових насосів відноситься до області енергозберігаючих екологічно чистих технологій. Ця технологія за висновком цілого ряду авторитетних міжнародних організацій, поряд з іншими енергозберігаючими технологіями, відноситься до технологій 21-го століття.

Одною з важливих переваг використання теплових насосів є використання для теплопостачання потоків низькопотенціальних поновлюваних енергетичних ресурсів (ВЕР) і природної теплоти. Це значно розширює ресурсну базу теплопостачання, робить її менш залежною від поставок паливних ресурсів, що досить важливо в умовах дефіциту і зростаючої вартості органічного палива.

Теплові насоси мають суттєві відмінності від традиційних джерел, які необхідно враховувати при їх економічному виборі. При цьому, в даний час немає загальновизнаної методики економічних обґрунтувань ефективності застосування теплових насосів. Її розробка багато в чому ускладнена відсутністю єдиної типової методики техніко-економічних розрахунків, затвердженої на державному рівні. Застосовувана зараз при складанні бізнес-планів методика оперує критеріями чистого дисконтованого прибутку і пов'язує вибір того чи іншого технічного рішення з економічним інтересом інвестора, ставлячи цей вибір в залежність від існуючої на даний момент податкової системи, тарифної і цінової політики та інших факторів, які з плином часу можуть змінюватися.

Причина стримуюча застосування теплового насосу - більш високі витрати на його здійснення. Перевіримо це виконавши розрахунок техніко-економічних характеристик цих двох способів.

5.2 Техніко-економічний розрахунок

Розрахунок капітальних, експлуатаційних і приведених витрат

Залежно від мети оптимізації в якості критерію для порівняння можуть бути прийняті різні параметри: габарити, маса апаратів, питомі енергетичні витрати і т.д. Проте найбільше поширення в якості критерію для вибору того чи іншого обладнання (технології) знайшов універсальний техніко-економічний показник - наведені витрати (З):

                ,                                                                                        (5.1)

де К – капітальні витрати; Е – експлуатаційні витрати; Ен – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень.

Згідно з цим критерієм найбільш ефективним є той з порівнюваних апаратів (та технологія), у якого наведені витрати мінімальні, тобто                                                                                                                         .                                                                                                                                         (5.2)

Капітальні витрати (К) складаються з витрат на виготовлення установки об), її монтаж (Км=5%Коб) і витрат на проектування (Кпр=10%Коб).

У техніко-економічному обґрунтуванні проведемо порівняння двох способів підігріву газу на ГРС перед його розширенням у детандері: підігрів в підігрівачі ПТПГ-30 (згорання природного газу) і підігрів в конденсаторі теплового насосу (споживання електроенергії).

При розрахунку Коб для підігрівача газу ПТПГ-30 необхідно враховувати вартість самого підігрівача, вартість фундаменту під підігрівач, вартість теплоносія (розчину діетиленгліколю у воді). При розрахунку Коб на тепловий насос необхідно враховувати вартість елементів (випарник, конденсатор, компресор, переохолоджувач, ресивер) і холодоагенту.

Таблиця 5.1 Розрахунок капітальних витрат по підігрівачу газу ПТПГ-30

Найменування

Кількість

Ціна за одиницю, грн

Підігрівач ПТПГ-30

1 шт.

140000

Фундамент під підігрівач ПТПГ-30

1 шт.

2500

Теплоносій діетиленгліколь-вода

5100 л

11.5

Невраховане обладнання (10% від вартості основного)

20115

Проектування (10% від вартості основного)

20115

Монтаж (5% від вартості основного)

10057.5

Капітальні витрати

251437.5

Таблиця 5.2 Розрахунок капітальних витрат на тепловий насос

Найменування

Кількість

Ціна за одиницю, грн

Компресор Bitzer 6G-30.2Y

1

176220

Конденсатор кожухотрубний з довжиною трубок 3м і діаметром кожуха 600 мм

2

10995

Переохолоджувач холодоагенту - кожухотрубний теплообмінник

1

3500

Випарник обребрений з 12 секцій з розмірами 0.6 ×0.12 ×0.06 м.

5

11775

Ресивер

1

1580

Холодоагент R600a

20 кг

130

Невраховане обладнання (10% від вартості основного)

26476.5

Проектування (10% від вартості основного)

26476.5

Монтаж (5% від вартості основного)

13238.25

Капітальні витрати

330956.25

Експлуатаційні витрати (Е) включають амортизаційні відрахування (визначені коефіцієнтом ка) і витрати на поточний ремонт, і вміст обладнання (визначені коефіцієнтом кр); а також витрати електроенергії, витрати на теплоносії (паливний газ).

Експлуатаційні витрати для підігрівача ПТПГ-30:

                                                                    (5.3)

Експлуатаційні витрати для теплового насосу:

                                                                   (5.3')

де τ  - кількість годин роботи обладнання в році, так як планується використовувати детандер-генераторний агрегат на ГРС, то газ придеться підігрівати цілий рік;

τ=365·24= 8760 год/рік.                                                                                  (5.4)

Цгаз – ціна 1 м3 паливного газу, приймаємо рівною Цгаз=7.200 грн/ м3. [46]

Цэл – ціна 1 кВт електроенергії приймаємо Цэл= 1.1379 грн / кВт/ч [47]

Нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень в даній галузі приймаємо рівним Ен=0,15. Розрахунок річних амортизаційних відрахувань і відрахувань на ремонт обладнання для даної галузі може бути прийнятий за середніми нормами - відповідно 15 і 5% (0,15 і 0,05) від капітальних витрат.  

Для того, щоб оцінити економічні витрати на природний газ при роботі підігрівача і витрати електроенергії при роботі теплового насосу, необхідно визначити їх витрату, яка буде залежати від температури навколишнього повітря і буде різною по місяцях. Так як в основних розділах дипломного проекту такі розрахунки не виконувалися (в силу обмеженості обсягу дипломного проекту), то розрахунок будемо вести за витратами на найхолодніший період (в рамках порівняльних розрахунків це припустимо).

Визначення витрати електроенергії при роботі теплового насосу

З попередніх розрахунків була визначена потужність компресора теплового насосу 371.62 кВт.

Визначення витрати паливного газу при роботі підігрівача ПТПГ-30

Нижчу теплоту згоряння для природного газу можна підрахувати по його складу:

Qн = 358 ∙ СН4 + 636 ∙ С2Н6 + 913 ∙ С3Н8 + 1189 ∙ С4Н10 + 1465 ∙ С5Н12, кДж/м3                                                                                                                                                                                       (5.5)

де СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10, С5Н12вміст у природному газі метану, етану, пропану, бутану, пентану відповідно в % об'ємних.

Величини 358, 636, 913, 1189, 1465 у формулі - це нижча теплота згоряння метану, етану, пропану, бутану і пентану відповідно, перерахована на 1% пального компонента, який міститься в природному газі. Приймаємо, що на ГРС надходить газ Уренгойського родовища Тюменської області. Виписуємо склад газу в % об'ємних:

СН4 = 97.64%;

С2Н6 = 0.1%;

С3Н8 = 0.01%;

С4Н10 = 0.0%;

С5Н12 = 0.0%;

2 = 0.3%;

Н2S = 0.0%;

N2 + рідкісні гази =1.95%.

Нижча теплота згорання природного газу складе:

Qн = 358 ∙ 97.64 + 636 ∙ 0.1 + 913 ∙ 0.01= 35027.85 кДж/м3 .

Складання теплових балансів паливовикористовуючих установок проводиться виходячи з нижчої теплоти згорання природного газу.

Витрата природного паливного газу для підігріву газу для самого холодного періоду виконується виходячи з необхідної кількості тепла на нагрів газу в одному підігрівачі:

Рівняння теплового балансу (необхідна кількість тепла на нагрів природного газу):

 Вт (взято з розрахунку конденсатора).

                         (5.6)

де  - ККД підігрівача, який за даними підприємства-виробника становить не менше 82 %.

З розрахунку, наведеного вище, випливає, що витрата паливного газу при роботі підігрівача ПТПГ-30 становить 155.4 м3/год.

Тоді експлуатаційні витрати по двох порівнюваних варіантах:

грн

грн

Наведені витрати: 

,грн;                (5.7)

,грн.        (5.7')

Економічний ефект:

грн.                                (5.8)

Всі розрахункові дані заносимо в таблицю 6.4.

Період окупності:

года                                (5.9)

Таблиця 5.3 Техніко-економічні показники роботи підігрівача газу в порівнянні з тепловим насосом

Показники

Підігрівач

ПТПГ-30

Тепловий насос

Витрата природного газу, м3/год

155.4

-

Витрата електроенергії, кВт

-

371.62

Витрата природного газу на рік,м3/рік

1361304

-

Витрата електроенергії на рік, кВтч/рік

-

3255391

Капітальні витрати, грн.

251437.5

330956.25

Експлуатаційні витрати, грн.

9841619

3757263

Наведені витрати, грн.

9879335

3806906

Економічний ефект, грн

6072429

Висновок: як видно з виконаних розрахунків, тепловий насос з техніко-економічної точки зору виявляється більш вигідним, ніж традиційно використовувані підігрівачі газу. А з урахуванням того, що електроенергія, споживана ТН буде вироблятися ДГА, експлуатаційні витрати на роботу ТН будуть ще меншими.

Розділ 6. Еколого-енергетичне обгрунтування застосування теплового насосу для підігріву газу на ГРС в порівнянні з використанням підігрівача ПТПГ-30

6.1 Методика еколого-енергетичного аналізу

Зазвичай для оцінки перспектив впровадження будь якого нового виду обладнання або технології широко використовувався техніко-економічний метод аналізу. Але останні роки, коли виникла гостра необхідність зниження антропогенного навантаження на навколишнє середовище та економії енергетичних ресурсів, потреба в новому, еколого-енергетичному методі аналізу не викликає сумнівів. Такий метод, заснований на обчисленні повної еквівалентної емісії парникових газів (TEWI) був запропонований в 90-ті роки ХХ століття [37, 38]. Але використовувався виключно для аналізу перспектив застосування нових холодоагентів (оскільки вони теж є парниковими газами). Останні роки стали пропонуватися методики розрахунку кількості емісії парникових газів за повний життєвий цикл будь-якого технологічного процесу (обладнання) [37, 38]. Така методика може з успіхом бути застосована для оцінки зниження емісії парникових газів від використання того чи іншого схемного рішення в промисловості.

Значення повної еквівалентної емісії парникових газів - ПЕЕПГ знаходиться підсумовуванням прямої (тобто виділеної безпосередньо в технологічному процесі) емісії парникових газів (ПГ) і непрямої (виділеної на попередніх стадіях технологічної обробки) емісії ПГ при отриманні енергоносіїв, сировини, комплектуючих виробів, а також створенні обладнання, капітальних споруд і так далі. У ряді випадків необхідно враховувати емісію ПГ, що виділяються при утилізації обладнання, і непряму емісію ПГ, пов'язану з енергетичним еквівалентом людської праці. При цьому еквівалентну емісію ПГ для кожного виду матеріалу, напівфабрикату і т.д. можна вирахувати заздалегідь для кожної стадії виробничого процесу. При розрахунку ПЕЕПГ продукції можна використовувати різну початкову інформацію:

- розраховані на кожній стадії технологічного процесу обсяги еквівалентної емісії ПГ;

- енергоємність конструкційних матеріалів;

- інформацію про вартість комплектуючих виробів та енергоносіїв.

При обчисленні ПЕЕПГ обладнання (установки) за її термін роботи (повний життєвий цикл) можна використовувати формулу:

                       (6.1)

де  – маса j-го ПГ, що виділяється у виробничому процесі при створенні одиниці продукції, кг на 1 кг або 1 од. продукції;

– потенціал глобального потепління j-го ПГ, кг(СО2)/кг;

– величина еквівалентної емісії ПГ, витраченої на створення k-го виду обладнання, капітальної споруди тощо, кг(СО2);

– термін експлуатації k-го виду обладнання, капітальної споруди тощо, рік;

– середня величина еквівалентної емісії ПГ ремонту k-го виду обладнання, капітальної споруди тощо, кг(СО2);

– середня кількість ремонтів k-го виду обладнання на рік;

– величина еквівалентної емісії ПГ при утилізації k-го виду обладнання, капітальної споруди тощо, кг(СО2);

– еквівалентна емісія ПГ при виробництві i-го виду сировини, матеріалу, напівфабрикату, енергоносія, кг(СО2) на  кг, кВт, одиницю тощо;

– витрата i-го виду сировини, енергоносія (кг, кВт, одиниці) і т.п. за певний період роботи установки;

– повний період експлуатації установки до її утилізації.

В даний час, за відсутності інформації про значення емісії ПГ сировини, матеріалів, комплектуючих виробів і т.п. процедура розрахунку ПЕЕПГ представляє досить трудомістку задачу. Розрахунок ПЕЕПГ можна значно спростити, якщо використовувати цілком доступну інформацію про вартість сировини, конструкційних матеріалів і комплектуючих виробів. Достатня коректність такого підходу аргументується декількома обставинами. По-перше, загальна енергетична складова в собівартості товару (з урахуванням всіх стадій технологічного процесу виготовлення продукції) в Україні надзвичайно велика. По-друге, значна частина статей калькуляції, які визначають вартість виробу, формують національний дохід держави.

З урахуванням наведеного, величину ПЕЕПГ для обладнання через вартість можна розрахувати за формулою:

      (6.2)

 – середня кількість СО2, що виділяється під час виробництва 1 кВт·год електроенергії в даному регіоні (країні), ця величина залежить від структури виробництва електоенергіі в регіоні, кг(СО2) /кВт·год;

 – величина зворотна енергоємності валового внутрішнього продукту, грн./кВт·год;

 – вартість i-го виду сировини, матеріалу, напівфабрикату, енергоносія, кг(СО2) на  кг, кВт, одиницю тощо;

 – вартість створення k-го виду обладнання, капітальної споруди і т.д., кг(СО2);

– вартість ремонту k-го виду обладнання, капітальної споруди і т.д., кг(СО2);

– вартість утилізації k-го виду обладнання, капітальної споруди і т.д., кг(СО2).

Значення енергоємності ВВП можна взяти за даними «Державного агентства з енергоефективності та енергозбереження України», наведеним, наприклад, в [41]. Динаміка зміни енергоємності ВВП за останні роки [41] наведена в наступній діаграмі:

Теплотворна здатність умовного палива 7000 ккал/кг. Так як 1 ккал = 4187 Дж, а 1 кВт·год = 3600 кДж, то 1 т у.п. це 8141 кВт·год енергії. Прийнявши енергоємність ВВП (для 2013), отримаємо:

.               (6.3)

Середня кількість СО2, що виділяється під час виробництва 1 кВт·год електроенергії β для Укрїни можна прийняти рівним β=0,7 кг(СО2) / кВт∙год.

6.2 Еколого-енергетичне обгрунтування вибору холодоагенту для теплового насосу

За запропонованою вище методикою планується виконати порівняння ПЕЕПГ роботи теплового насосу на різних холодоагентах і підтвердити (або спростувати) еколого-енергетичну доцільність застосування ізобутану як робочого тіла для розглянутого ТН. Для розрахунку планується використовувати дані за споживаною ТН потужностю при роботі на різних холодоагентах, отримані в розділі 3.4. Вартість ТН приймемо в першому наближенні при використанні всіх холодоагентів однаковою  - 264765 грн.

При виконанні розрахунків планується розглядати прямі викиди парникових газів і непрямі. Прямі викиди, які потрапляють в атмосферу - це витікання холодоагенту (який є парниковим газом) в процесі експлуатації та утилізації теплового насосу. Непрямі викиди, пов'язані з капітальними витратами на створення теплового насосу і з виробництвом електроенергії, яка в даному випадку споживається компресором теплового насосу.

Процес розрахунку повної емісії, тобто облік всіх вкладів, надзвичайно не простий і потребує чимало вихідної інформації і розуміння процесу на кожній стадії емісії ПГ.

Стосовно до аналізу теплового насосу, який розглядається як пристрій для підігріву газу на ГРС можна записати

    (6.4)

Розглянемо послідовно складові формули.

GWPхл – потенціал глобального потепління холодоагенту, кг(СО2)/кг холодоагенту, показує у скільки разів внесок 1кг холодоагенту в парниковий ефект вище, ніж 1 кг(СО2).

Lхл – витікання холодоагенту в процесі експлуатації теплового насосу, кг/рік; приймаємо =10% (0,1 в частках).

mхл– маса холодоагенту в установці, кг; приймаємо  = 20 кг;

α – частка холодоагенту, яка утилізується після закінчення терміну експлуатації обладнання; приймаємо =0, що відповідає реальній ситуації в Україні.

τ - термін експлуатації установки, приймаємо для порівнюваних варіантів однаковим 15 років.

Gел.- витрата електроенергії на роботу компресора теплового насосу протягом року, кВт·год/рік.

Величина  дорівнює вартості теплового насосу =264765 грн.

У таблиці 6.1 наведено вихідні для розрахунку ПЕЕПГ дані (з попередніх розділів), значення GWP хладагентов по [42] і результати розрахунку величини ПЕЕПГ. Наведені в таблиці значення споживаної ТН потужності відповідають роботі одного теплового насосу, розташованого на одній нитці редукування природного газу (а їх з самого початку на розглянутій ГРС - 5 ниток).

Таблиця 6.1 Еколого-енергетичні характеристики теплового насосу при роботі на різних холодоагентах при рівній теплопродуктивності Q=1239,6 кВт

Холодоагент

R134а

R410а

R600а

R245fa

GWP, кг(СО2)/кг холодоагенту

1370

2100

20

1050

Скоб, грн

264765

264765

264765

264765

N, кВт 

441.874

468.884

434.254

591.974

Gел, кВт·год/рік

3870816

4107424

3804065

5185692

ПЭЭПГ, кг(СО2)

40749209

43270093

39980824

54539407

Як видно з табл. 6.1, найбільшим значенням ПЕЕПГ володіє тепловий насос, що працює на холодоагенті R245fa, а найменшим - на холодоагенті R600а. Останній і є найперспективнішим з еколого-енергетичної точки зору холодоагентом для розглянутого ТН.

6.3 Еколого-енергетичний аналіз двох способів підігріву газу на ГРС

За запропонованою вище методикою планується виконати порівняння ПЕЕПГ при використанні двох способів підігріву газу на ГРС - використання традиційного підігрівача газу ПТПГ-30 (в якому для підігріву використовується теплота від спалювання природного газу) і теплового насосу (споживає електроенергію з мережі і вироблену ДГА).

Прямі викиди, які потрапляють в атмосферу в процесі експлуатації цих пристроїв - прямі викиди СО2 від спалювання природного газу в ПТПГ-30 і прямі викиди ізобутану з теплового насосау в разі витікання (ізобутан є парниковим газом). Непрямі викиди, пов'язані з капітальними витратами на створення засобів скорочення втрат і з виробництвом електроенергії, яка в даному випадку споживається компресором теплового насосу. Тут слід відзначити той факт, що прямих викидів при виробленні електроенергії в ДГА не буде, оскільки електроенергія виробляється за рахунок утилізації енергії тиску природного газу, а не за рахунок спалювання органічного палива.

Розрахунок носить порівняльний характер, тому викиди однакові для порівнюваних варіантів (капітальні витрати на обладнання ГРС, його експлуатацію тощо) не враховуються.

Стосовно до розглянутих пристроїв для підігріву газу на ГРС можна записати:

- підігрівач газу ПТПГ-30:

                                                               (6.5)

- тепловий насос, що споживає електроенергію з електромереж:

     (6.6)

- тепловий насос, що споживає електроенергію, вироблену ДГА (вважається, що ця електроенергія виробляється без викидів СО2 в атмосферу):

                              (6.7)

Розглянемо послідовно величини, що входять у формулу.

- термін експлуатації установки, приймаємо для порівнюваних варіантів однаковим 15 років.

еп.г.– кількість СО2, що виділяється при роботі ПТПГ-30 через спалювання в ньому природного газу. В роботі [40] на підставі розрахунку згоряння природного газу встановлено, що спалювання 1 кг природного газу призводить до емісії 2,75кг(СО2). З урахуванням ККД підігрівача ПТПГ-30, який за даними підприємства-виробника становить не менше 82 %, отримуємо:

.                                                                       (6.8)

Gгод - річна витрата природного газу на підігрівач. Так як розрахунок витрати газу по сезонах не виконувався, то в рамках порівняльних розрахунків будемо використовувати витрату газу, визначену на одному режимі роботи підігрівача (так само як і витрату електроенергії, споживаної тепловим насосом) в техніко-економічному розділі . Тоді річна витрата палива, що спалюється в підігрівачі природного газу (переведена з урахуванням щільності 0.731 кг/м3 з об'ємного в масовий):

 .                            (6.9)

- витрата електроенергії на роботу компресора теплового насосу, кВт·год/рік. З попередніх розрахунків потужність компресора . Виходячи з цього річні витрати електроенергії на роботу компресора:

 кВт·год/рік.                                            (6.10)

- величина капітальних витрат на обладнання. Величина визначена в техніко-економічній частині проекту.

Величина  при аналізі теплового насоса, що споживає електроенергію з енергомереж дорівнює вартості теплового насосу =264765 грн.  при аналізі теплового насосу, що споживає електроенергію від ДГА повинна враховуватися і вартість самого ДГА

                              =264765+200000=464765 грн.                                (6.11)

Для підігрівача газу ПТПГ-30 =201150 грн.

– потенціал глобального потепління холодоагенту, кг(СО2)/кг холодоагенту, показує у скільки разів внесок 1кг холодоагенту в парниковий ефект вище, ніж 1 кг(СО2); для холодоагенту R600а =20 кг(СО2)/кг;

– маса холодоагенту в установці, кг; приймаємо  = 20 кг;

– частка холодоагенту, яка утилізується після закінчення терміну експлуатації обладнання; приймаємо =0, що відповідає реальній ситуації в Україні.

– витікання холодоагенту в процесі експлуатації теплового насосу, кг/рік; приймаємо =10% (0,1 в частках).

Розрахунок ПЕЕПГ для порівнюваних варіантів:

- викиди парникових газів при використанні для підігріву ПТПГ-30 за весь період його роботи:

 

- викиди парникових газів при використанні для підігріву теплового насоса, що споживає електроенергію з енергомереж, за весь період його роботи:

- викиди парникових газів при використанні для підігріву теплового насоса, що споживає електроенергію, вироблену ДГА на ГРС, за весь період його роботи (тут треба розуміти, що при виробленні електроенергії ДГА не виробляються прямі викиди парникових газів, тому що паливо не спалюється):

Для зручності порівняння, особливо коли розглядаються підігрівачі різної пропускної здатності, доцільно ввести новий критерій: відношення величини ПЕЕПГ за одиницю часу до витрати газу, що підігрівається:

.                                                                              (6.12)

 .

 .

 .

Результати розрахунку еколого-енергетичних характеристик трьох порівнюваних систем підігріву газу на ГРС наведені в таблиці 6.2.

Таблиця 6.2 Еколого-енергетичні характеристики трьох порівнюваних способів підігріву газу на ГРС

Величина

Підігрівач газу ПТПГ-30

Тепловий насос працює на електроенергії з енергомережі

Тепловий насос працює на електроенергії, виробленої ДГА на ГРС

V, м3/год

30000

30000

30000

ПЭЭПГ, кг

50071288

39980824

66197

ПЭЭПГ, кг/год

381.1

304.3

0.5038

,

0.0127

0.0101

0.000017

Таким чином, як видно з наведених у таблиці 6.2 результатів розрахунку варіант підігріву з використанням теплового насосу, що споживає електроенергію, вироблену ДГА є найвигіднішим. Якби електроенергія вироблялася за рахунок спалювання палива, то варіант з тепловим насосом програвав би традиційно використовуваному способу підігріву в підігрівачі за рахунок спалювання природного газу. Пояснюється це тим, що при виробництві електроенергії більша частина теплового потенціалу палива втрачається, і в цьому випадку прямий нагрів (як в ПТПГ-30) набагато ефективніший електрообігріву.

Так як зниження викидів парникових газів і енергозбереження нерозривно пов'язані, то можна сказати, що впровадження обраного способу підігріву газу на ГРС сприятиме виконанню не тільки вимог Кіотського протоколу, а й закону України про енергозбереження.

Розділ 7. Охорона праці

   Охорона праці - це система законодавчих актів, соціально-економічних, організаційних, технічних, гігієнічних та лікувально - профілактичних  заходів і засобів, що забезпечують безпеку, збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці.

     Завдання охорони праці - звести до мінімальної  вірогідності  поразки або захворювання працюючого з одночасним забезпеченням комфорту при максимальній продуктивності праці.

  Для створення здорових і безпечних умов праці на виробництві повинні виконуватися наступні вимоги:

- всі виробничі приміщення повинні вентилюватися відповідно до санітарних норм;

- правильне виконання освітлення на підприємстві. Від умов освітлення залежить збереження зору людини, стан центральної нервової системи й безпека на виробництві, продуктивність праці;

- до електробезпечності (до пристрою електроізоляції, захисному заземленню, відключенню при перенавантаженнях і т.д.);

- пожежна безпека повинна бути забезпечена комплексом заходів, необхідних для попередження виникнення пожежі або зменшення наслідків.

7.1 Токсичність R134а з точки зору впливу на людину

Холодоагент  R134a   пожежобезпечний і нетоксичний, відноситься до озонобезпечних речовин (ODP=0).

При  зіткненні з полум’ям і  гарячими  поверхнями  розкладається  з  утворенням високотоксичних продуктів.   

 Гранично-допустима концентрація в робочій зоні для R 134а - ГДК=1000 промилій=220 міліграм/м3. Треба відмітити, що холодагент  R 134а за багатьма параметрами менш токсичний порівняно з іншими холодоагентами. Усі роботи, пов'язані з виділенням R 134а в приміщення, рекомендується проводити в протигазі БКФ.

  При високих концентраціях необхідно користуватися промисловим протигазом , що фільтрує або ізолюючими протигазами, універсальними рятувальними гідрокостюмами, гумовими рукавичками і чобітьми, захисними окулярами, ізолюючими дихальними апаратами і медикаментами.

У  приміщені,  де виконується  робота з R134а,  забороняється палити і проводити роботи з відкритим вогнем, оскільки можлива одночасна токсична дія холодоагенту і таких шкідливих речовин як фосген.

Згідно класифікації об’єктів за їх вибухопожежною небезпекою приміщення горище відноситься до категорії Д - "Негорючі речовини і матеріали в холодному стані" [44].

 

7.2 Електробезпека. Захисне заземлення електричних устаткувань

За ступенем небезпеки ураження електричним струмом приміщення горище відноситься до безпечних приміщень.

Захисним заземленням електричної установки називається навмисне електричне з'єднання із землею або її еквівалентом металевих не струмопровідних частин, які можуть виявитися під напругою.

Призначення захисного заземлення - усунення небезпеки поразки людей електричним струмом з появою напруги на конструктивних частинах електроустаткування, тобто при замиканні на корпус.

Принцип дії захисного заземлення - зниження до безпечних значень напруг дотику й кроку, обумовлених замиканням на корпусі. Це досягається зменшенням потенціалу заземленого устаткування, а також вирівнюванням потенціалів за рахунок підйому потенціалу підстави, на якій розташована людина, до потенціалу, близького за значенням до потенціалу заземленого устаткування.

Проводимо розрахунок системи захисного заземлення для електроустаткування з напругою до 1000 В, при типі грунта - чорнозем. У якості штучних заземлювачів використовуються сталеві труби з зовнішнім діаметром – d=0,03м; ширина сталевої смуги b = 0,04 м; питомий опір грунту 

 30 Ом·м; кліматичний коефіцієнт – 1,1; [1] відношення   =3 м   

         Питомий опір грунту з урахуванням кліматичного коефіцієнту:

Ом·м                      (7.1)

де - питомий опір грунту, Ом·м;

- кліматичний коефіцієнт, що залежить від сезонних коливань вологості грунту.

         Опір струму одного вертикального заземлювача :

Ом          (7.2)

де розрахункове  значення опору грунту, Ом·м;

довжина заземлювача, м;

dдіаметр електрода, м;

t відстань від поверхні до середини заземлювача, м;

                   м;                                                              (7.3)   

відстань від поверхні грунту до заземлювача, м.

Кількість вертикальних заземлювачів:

шт.                                                                               (7.4)   

Округлюємо кількість вертикальних заземлювачів до найближчого стандартного значення  і вибираємо систему розподілення заземлювачів в ряд.

де пір одного вертикального заземлювача, Ом;

Rтр - необхідний опір системи заземлення для електричних мереж змінного струму напругою до 1000 В, Ом., Rтр4Ом.

Опір системи вертикальних заземлювачів:

Ом,                                                                            (7.5)

де   - коефіцієнт використання вертикальних заземлювачів;

=0.89. [43]

Опір з’єднувальної смуги:

 Ом.                                  (7.6)

   Довжина смуги ,при розміщені заземлювачів в ряд:

                             м,                                                                     (7.7)

відстань між заземлювачами можна вирахувати виходячи з умови

  м                   

- коефіцієнт використання горизонтальних заземлювачів,  =0.92 [43];

d - для стальної смуги ;

м.                                                                         (7.8)

     Загальний опір системи заземлення:

Ом;                                                                      (7.9)

Rтр  > Rсист ; (4 Ом > 1,7 Ом)

      Розрахунок заземлюючого пристрою в даній роботі показав, що виконується умова і загальний опір даної електричної системи не перевищує  4 Ом.

7.3 Пожежна профілактика

Система попередження пожеж об'єднується загальним поняттям — пожежна профілактика.

Пожежна профілактика — це комплекс організаційних заходів та технічних засобів, спрямованих на запобігання можливого виникнення пожежі чи зменшення її негативних наслідків і створення умов для пожежогасіння.

Пожежна профілактика передбачає оцінку пожежної і вибухововиробничої небезпеки та здійснення різних способів і засобів захисту:

- технологічних (автоматичне блокування, сигналізація і ін.);

-будівельних (димовидалення, легко розбірні конструкції, шляхи евакуації, брандмауери і ін.);

- організаційних (створення пожежно-рятувальних частин, газорятувальних служб та ін.).

Система попередження пожеж має забезпечувати необхідний рівень безпеки працюючих і матеріальних цінностей. Її призначення полягає у тому, щоб:

 - унеможливити виникнення пожеж;

 -у разі виникнення пожежі гарантувати максимальну безпеку людей;

 -забезпечувати одночасну пожежну безпеку як для працюючих, так і для матеріальних цінностей;

 -попереджувати та не допускати негативного впливу на працюючих небезпечних чинників пожежі.

Об'єкти, на яких пожежі можуть призвести до ураження працюючих унаслідок впливу небезпечних чинників, пов'язаних з пожежею, повинні розробляти чітку систему заходів попередження пожеж.

 Основною вимогою до системи попередження пожеж є контроль і нагляд за процесами, які можуть спричинити загоряння.

 Попередити і запобігти пожежам можна шляхом дотримання таких вимог:

  -регламентації допустимих концентрацій горючих речовин у виробничому середовищі;

  -використання інгібіруючих (хімічно активних) і флегматизуючих (інертних) добавок;

  -регламентації допустимої концентрації кисню або іншого окислювача і контроль за складом повітряного середовища;

 -унеможливлення виникнення вибухонебезпечного середовища;

 -використання ефективної робочої й аварійної вентиляції та надійної герметизації обладнання;

  -вибір швидко реагуючих систем сигналізації у випадку виникнення позаштатних ситуацій.

Розробка системи попередження пожежі має відповідати вимогам нормативно-технічної документації відповідно до конкретного виробничого процесу, залежно від пожежної небезпечності речовин та матеріалів, що використовуються, їх агрегатного стану, виду технологічного устаткування та норм технологічного регламенту.

Найбільш радикальними вимогами в системі попередження пожеж мають бути заходи щодо обмеження утворення горючого середовища та його мінімізації, а також по можливості заміна горючих речовин і матеріалів, задіяних у технологічних процесах на важко горючі або негорючі.

Статистика і практика доводить, що повністю виключити ймовірність

виникнення пожеж неможливо, тому необхідно гарантувати зменшення їх негативного прояву за рахунок досконало розробленої системи їх попередження.

Для гасіння можливих пожеж у приміщенні використовується автоматична спринклерна система пожежогасіння.

7.4 Розрахунок кількості спринклерних розеток для внутрішнього автоматичного пожежогасіння

Витрата води на спринклерні  установки встановлюються за нормами : в середньому 0,1 л/с на 1 м2 підлоги (відповідно до СНіП 2.08.02-89).

При включені спринклерних   установок одночасно подається сигнал тривоги. Площа підлоги, що захищається одним спринклером, не повинна перевищувати 12м2 .

Кількість спринклерних розеток nр визначається за формулою:

                          шт,                                                             (7.10)

Проводиться округлення до найближчого цілого, =2 шт.                

де S- площа приміщення, S=23.04 м2;

- площа підлоги, що захищається  одним сплінклером,  S=12 м².

Витрата води спринклерної системи складає:

м3/год .                             (7.11)

7.5 Вентиляція приміщення

Однією з необхідних  умов  здорової  й  високопродуктивної  праці є забезпечення чистоти повітря й нормальних  метеорологічних  умов у робочій зоні приміщень, тобто простору висотою до 2 м над  рівнем підлоги або  площадки, де перебувають робочі місця.

Завданням вентиляції є забезпечення чистоти повітря й  заданих  метеорологічних умов у виробничих приміщеннях. Вентиляція  досягається  видаленням забрудненого  або нагрітого  повітря із  приміщення  й  подачею  в  нього  свіжого  повітря.

По способу переміщення повітря вентиляція буває із природним  спонуканням (природна) і з механічним (механічна). Можливо  також сполучення природної й механічної вентиляції (змішана  вентиляція).

Залежно від того, для чого служить система вентиляції, - для  подачі (припливу) або видалення (витяжки) повітря із приміщення або для  того  й для іншого одночасно, вона називається приточною, витяжною або приточно-витяжною. По місцю дії вентиляція буває загально-обмінною та місцевого типу.  Дія загальнообмінної вентиляції заснована  на  розведенні  забрудненого,  нагрітого, вологого повітря приміщення свіжим повітрям до гранично  припустимих норм. Цю систему вентиляції найбільше часто застосовують у  випадках, коли шкідливі речовини, теплота, волога виділяються рівномірно по  всьому приміщенню. При такій вентиляції забезпечується підтримка  необхідних параметрів повітряного середовища в повному  обсязі  приміщення.  Повітрообмін  у  приміщенні  можна  значно  скоротити, якщо  вловлювати  шкідливі  речовини в місцях їхнього виділення, не допускаючи поширення по приміщенню. Із цією метою технологічне устаткування, що є джерелом виділення шкідливих речовин, постачають спеціальними  пристроями, до яких забезпечується підсос забрудненого повітря. Така  вентиляція  називається  місцевою  витяжкою.

Для розрахунків використовуємо метод кратності:

     L= k·V, м3/год,                                                                                  (7.12)

де k – коефіцієнт кратності,  1/год

V – об’єм приміщення, м3,

     Об’єм приміщення:

    V = A ·B· H, м3,                                                                                  (7.13)

м3.

   Приймаємо: для приточно-витяжної вентиляції Кпр=3, 1/год, для аварійної вентиляції Кав=5  1/год,

де А – довжина приміщення, А = 6.4 м;

В– ширина приміщення, В = 3.6 м;

Н – висота приміщення, Н = 3.0 м.

Витрата повітря для приточно-витяжної вентиляції :

Lпр.в = 3·69.12=207.36 м3/год

Витрата повітря для аварійної вентиляції:

Lав=5·69.12=345.6 м3/год.           

Потужність електродвигуна вентилятора :

 N =, кВт.                                                     (7.14)

де Н –аеродинамічний  опір, змінюється в діапазоні 200 ÷ 500Па. Для розрахунку приймаємо Н = 250 Па.

            ηвент. = 0.7,

           ηперед. = 0.95.

      Тоді потужність електродвигунів вентиляторів:

 N = кВт

                  N = кВт

Відповідно з виконаним  розрахунком по каталогу вибираємо вентилятори:

при витраті повітря L =207.36 м²/год і потужності N = 0.024 кВт - ОВР-5,6 С;

при витраті повітря L=345.6 м²/год  і потужності N = 0.04 кВт - ВЦ 10-28 .   

7.6 Виробниче освітлення

Розраховуємо систему штучного освітлення для виробничого приміщення.

a=6,4 м

b=3,6 м

c=3,0 м

hp – висота робочої зони;

hp=0,8 м

hпод - відстань від стелі до світильника;

hпод=0,5 м

Визначаємо відстань від світильника до робочої зони:

м                                                       (7.15)

Розраховуємо відстань між центрами світильника:

- для світильників ЛПО [43];

;                                                                                                        (7.16)

=1.2·1.7=2.04 м.

Визначаємо число світильників:

шт,                                                                               (7.17)

Проводиться округлення до найближчого цілого, n=6шт.

Розраховуємо індекс приміщення :

                                                                (7.18)

Визначаємо коефіцієнт використання світлового потоку, при , , ,[43].

Визначуваний світловий потік одного світильника:

                 (7.19)

S– площа приміщення, м;

К– коефіцієнт запасу;

Приймаємо К=1.4 [43].

Ен -  нормована мінімальна освітленість;

Ен=200 лк [43].

Z - коефіцієнт нерівномірності розподілу світлового потоку;

Z=1.1 для ЛПО [43].

Приймаємо в одному світильнику: 2 лампи ЛДЦ30, світловий потік якої складає Фд =1450 лм [43].

Для перевірки правильності вибору марки лампи визначаємо відхилення дійсного світлового потоку від розрахункового :

                                                                                      (7.20)

Розраховуємо загальну потужність освітлення:

                                                                (7.21)

n– кількість ламп в одному світильнику, шт.

– потужність однієї лампи, Вт.

При виборі освітлювальних приладів використовуються світильники ЛПО,                                                                                                                                                                                                  оснащені 2 лампами ЛДЦ30, світильників 6 штук.

Висновок :

У даному розділі дипломного проекту розраховано:

Система заземлення для запобігання ураження людини електричним струмом, загальним опором Rc = 1.7Ом, що складається з вертикальних сталевих заземлювачів діаметром d=0.02 м, і довжиною l=2м, в кількості чотирьох штук і сталевої смуги довжиною L= 18. Кількість спринклерних розеток шт, витрата води спринклерної системи Gв=8.3  м3/год .

   Витрата повітря для приточно  витяжної  вентиляції  L=207.36 м3/год та аварійної вентиляції L=345.6 м3/год, також  потужність електродвигуна вентилятора при приточно-витяжної вентиляції  N = 0.024кВт і при аварійній   вентиляції N =0.04кВт, відповідно підібрано вентилятори типу – ОВР – 5,6 С та  ВЦ 10 – 28.                                 

 Впровадження розроблених заходів буде сприяти дотриманню норм охорони праці.


Розділ 8.  
Цивільний захист.

Основні заходи і засоби захисту населення і територій в умовах НС

8.1 Вступ

Захист населення організовується і здійснюється відповідно до вимог Конституції України (1996 р.), Кодексу цивільного захисту України та законів України:

— «Про захист людини від впливу іонізуючих випромінювань» (1998р.);

— «Про правовий режим надзвичайного стану»;

— Концепції «Про захист населення і територій при загрозі і виникненні надзвичайної ситуації», схваленої Наказом Президента України від 26.03.1999 року № 234/99 та інших нормативно-правових актів по захисту населення в надзвичайних ситуаціях.

Захист населення і території є системою загальнодержавних заходів, які реалізуються центральними і місцевими органами виконавчої влади, виконавчими органами рад, органами управління з питань надзвичайної ситуації і цивільної оборони, підлеглими їй силами і засобами підприємств, установ, організацій, незалежно від форм власності, добровільними формуваннями, які забезпечують виконання організаційних, інженерно-технічних, санітарно-гігієнічних, протиепідемічних та інших заходів з метою попередження і ліквідації наслідків надзвичайних ситуацій.

Рівень національної безпеки не може бути достатнім, якщо в загальнодержавному масштабі не буде вирішено завдання захисту населення, об'єктів економіки і національного надбання від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру.

 Небезпека життєво важливих інтересів громадян в умовах надзвичайних ситуацій техногенного, природного і воєнного характеру поділяється на зовнішню і внутрішню. 

8.2 Основні принципи і способи захисту населення в надзвичайних ситуаціях

Актуальність проблеми природно-техногенної безпеки населення і територій обумовлена тенденціями зростання втрат людей і шкоди територіям у результаті небезпечних природних явищ і катастроф. Ризик надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру постійно зростає.

У Кодексі цивільного захисту України враховані вимоги сформованих обставин і часу, визначені завдання, принципи і способи захисту населення в надзвичайних ситуаціях. 

Основними завданнями захисту населення і території від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру є:

- здійснення комплексу заходів щодо запобігання і реагування на надзвичайні ситуації техногенного і природного характеру;

- забезпечення готовності і контролю за станом готовності до дій і взаємодії органів управління в цій сфері, сил і засобів, призначених для запобігання надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру і реагування на них. Захист населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру здійснюється за принципами:

- пріоритетності завдань, спрямованих на порятунок життя і збереження здоров'я людей та навколишнього середовища;

- безперечної переваги раціональної і превентивної безпеки;

- вільного доступу населення до інформації про захист населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру;

- особистої відповідальності і турботи громадян про власну безпеку, неухильного дотримання ними правил поведінки і дій у надзвичайних ситуаціях техногенного і природного характеру;

- відповідальності в межах своїх повноважень посадових осіб за дотримання вимог даного Кодексу;

- обов'язковості завчасної реалізації заходів, спрямованих на попередження виникнення надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру і мінімізацію їх негативних психосоціальних наслідків;

- врахування економічних, природних та інших особливостей територій і ступеня реальної небезпеки виникнення надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру;

- максимально можливого, ефективного і комплексного використання наявних сил і засобів, призначених для запобігання надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру та реагування на них.

Інформування й оповіщення у сфері захисту населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру є основним і головним невід'ємним елементом усієї системи заходів такого захисту. Інформацію становлять відомості про прогнозовані або виниклі надзвичайні ситуації з визначенням їх класифікації, меж поширення і наслідків, а також способи і методи реагування на них. 

Центральні і місцеві органи виконавчої влади, виконавчі органи рад зобов'язані надавати населенню через засоби масової інформації оперативну і достовірну інформацію про стан захисту населення і територій від надзвичайних ситуацій, про виникнення надзвичайних ситуацій, методи і способи їх захисту, уживання заходів щодо забезпечення безпеки.

Оповіщення про загрозу виникнення надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру та постійне інформування населення про них забезпечуються шляхом:

- завчасного створення і підтримки в постійній готовності загальнодержавної і територіальних автоматизованих систем централізованого оповіщення населення;

- організаційно-технічного об'єднання територіальних систем централізованого оповіщення і систем оповіщення на об'єктах господарювання;

- завчасного створення й організаційно-технічного об'єднання із системами спостереження і контролю постійно діючих локальних систем оповіщення й інформування населення в зонах можливого катастрофічного затоплення, районах розміщення радіаційних і хімічних підприємств, інших об'єктів підвищеної небезпеки;

- централізованого використання загальнодержавних і галузевих систем зв'язку, радіопровідного, телевізійного оповіщення, радіотрансляційних мереж та інших технічних засобів передачі інформації.

З метою своєчасного захисту населення і території від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру, запобігання і реагування на них відповідними центральними і місцевими органами виконавчої влади здійснюються:

- створення і підтримка в постійній готовності загальнодержавної і територіальних систем спостереження і контролю з включенням у них існуючих сил і засобів контролю;

- організація збору, обробки і передачі інформації про стан навколишнього середовища, забруднення харчових продуктів, продовольчої сировини, фуражу, води радіоактивними, хімічними речовинами, мікроорганізмами й іншими біологічними агентами.

Укриттю в захисних спорудах, у разі потреби, підлягає населення відповідно до його приналежності до груп (працююча зміна, населення, яке проживає в небезпечних зонах).

Створення фонду захисних споруд забезпечується шляхом:

- комплексного освоєння підземного простору міст і населених пунктів для взаємопогоджуваного розміщення в ньому споруд і приміщень соціально- побутового, воєнного і господарського призначення з урахуванням необхідності пристосування і використання частини приміщень для укриття населення у випадку виникнення надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру;

- обстеження й узяття на облік підземних і наземних будівель і споруд, які відповідають вимогам захисту споруд підземного простору міст, гірничих виробок і природних пустот;

- дообладнування з урахуванням реальної обстановки підвальних й інших заглиблених приміщень;

- будівництва заглиблених споруд, окремо розташованих від об'єктів виробничого призначення і пристосованих для захисту;

- масового будівництва в період загрози виникнення надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру найпростіших сховищ і укриттів;

- будівництва окремих сховищ і протирадіаційних укриттів. Перелік таких сховищ, укриттів та інших захисних споруд, які необхідно будувати, щорічно визначається спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади, до компетенції якої віднесені питання захисту населення і територій від надзвичайної ситуації техногенного і природного характеру, і затверджуються Кабінетом Міністрів України. 

Наявний фонд захисних споруд використовується для господарських, культурних і побутових потреб у порядку, що визначається спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади, до відання якої віднесені питання захисту населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру, і затверджується Кабінетом Міністрів України.

В умовах неповного забезпечення захисними спорудами в містах та інших населених пунктах, які мають об'єкти підвищеної небезпеки, основним засобом захисту є евакуація населення і розміщення його в зонах, безпечних для проживання людей і тварин.

Евакуації підлягає населення, що проживає в населених пунктах, розташованих у зонах можливого катастрофічного затоплення, можливого небезпечного радіоактивного забруднення, хімічного ураження, у районах виникнення стихійних лих, аварій і катастроф (якщо виникає безпосередня загроза життю і здоров'ю людей).

У залежності від обстановки, що склалася під час надзвичайної ситуації техногенного і природного характеру, може бути проведена загальна чи часткова евакуація населення тимчасового чи безповоротного характеру.

Загальна евакуація проводиться за рішенням Кабінету Міністрів України для всіх категорій населення і планується на випадок:

- можливого небезпечного, радіоактивного забруднення територій навколо атомних електростанцій (якщо виникає безпосередня загроза життю і здоров'ю людей, які проживають у зоні ураження);

- виникнення загрози катастрофічного затоплення місцевості з чотиригодинним доходженням проривної хвилі.

Часткова евакуація проводиться за рішенням Кабінету Міністрів України у випадку загрози чи виникнення надзвичайної ситуації техногенного і природного характеру. Евакуаційні заходи здійснюються Радою Міністрів Автономної Республіки Крим, місцевими органами виконавчої влади, органами місцевого самоврядування.

При проведенні часткової евакуації завчасно вивозиться не зайняте у сферах виробництва й обслуговування населення: діти, учні навчальних закладів, вихованці дитячих будинків разом з викладачами і вихователями, студенти, пенсіонери й інваліди, що містяться в будинках для осіб похилого віку, разом з обслуговуючим персоналом і членами їх родин.

У сфері захисту населення і території від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру евакуація населення планується на випадок:

- аварії на атомній електростанції з можливим забрудненням території;

- усіх видів аварій з викидом сильнодіючих отруйних речовин;

- загрози катастрофічного затоплення місцевості;

- лісових і торф'яних пожеж, землетрусів, зсувів, інших геофізичних і гідрометеорологічних явищ з тяжкими наслідками, які загрожують населеним пунктам. 

Проведення організованої евакуації, запобігання проявів паніки і недопущення загибелі людей забезпечується шляхом:

- планування евакуації населення;

- визначення зон, придатних для розміщення евакуйованих з потенційно небезпечних зон;

- організації оповіщення керівником підприємств і населення про початок евакуації;

- організації управління евакуацією;

- усебічного життєзабезпечення в місцях безпечного розселення евакуйованого населення;

- навчання населення діям при проведенні евакуації.

Евакуація населення проводиться способом, який передбачає вивезення основної частини населення із зон надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру усіма видами наявного транспорту, а у випадку його відсутності чи недостачі (а також у випадку руйнування транспортних шляхів) - організоване виведення населення пішки за заздалегідь розробленими маршрутами.

При проектуванні й експлуатації споруд та інших об'єктів господарювання, наслідки діяльності яких можуть шкідливо вплинути на безпеку населення і навколишнього середовища, обов'язково розробляються і здійснюються заходи інженерного захисту, які передбачають:

- облік і ведення можливих проявів в окремих регіонах і на окремих територіях небезпечних та катастрофічних явищ;

- раціональне розміщення об'єктів підвищеної небезпеки з урахуванням можливих наслідків їх діяльності у випадку виникнення аварій;

- будівництво будинків, будівель, споруд, інженерних мереж і транспортних комунікацій із заданими рівнями безпеки і надійності;

- розробку і впровадження заходів безаварійного функціонування об'єктів підвищеної небезпеки;

- створення комплексної схеми захисту населених пунктів і об'єктів господарювання;

- розробку і здійснення регіональних та місцевих планів запобігання й ліквідації наслідків надзвичайних ситуацій;

- організацію будівництва протизсувних, протипаводкових, протиселевих, протилавинних, протиерозійних та інших інженерних споруд спеціального призначення;

- реалізацію заходів санітарної охорони території.

Заходи запобігання чи зменшення ступеня ураження людей, своєчасного надання медичної допомоги постраждалим і їх лікування, забезпечення епідемічного благополуччя в зонах надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру повинні передбачати:

- планування і використання існуючих сил і засобів установ охорони здоров'я незалежно від форм власності і господарювання;

- введення в дію національного плану соціально-психологічних заходів при виникненні і ліквідації надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру;

- розгортання в умовах надзвичайної ситуації техногенного і природного характеру необхідної кількості лікувальних установ;

- завчасне застосування профілактичних медичних препаратів і санітарно- епідеміологічних заходів;

- контроль за якістю харчових продуктів і продовольчої сировини, питною водою і джерелами водопостачання;

- контроль за станом атмосферного повітря й опадів;

- завчасне створення і підготовку спеціальних медичних формувань;

- нагромадження медичних засобів захисту, медичного і спеціального майна й техніки;

- контроль за станом навколишнього середовища, санітарно-гігієнічною й епідемічною ситуацією;

- підготовку медичного персоналу і загальне медико-санітарне навчання населення.

Для надання безкоштовної медичної допомоги потерпілим від надзвичайної ситуації техногенного і природного характеру громадянам, рятувальникам і особам, які беруть участь у ліквідації надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру, діє Державна служба медицини катастроф як особливий вид державних аварійно-рятувальних служб.

Захист від біологічних засобів ураження включає своєчасне виявлення факторів біологічного ураження в залежності від їх виду і ступеня ураження, проведення комплексу адміністративно-господарських, режимно-обмежувальних і спеціальних протиепідемічних і медичних заходів.

Біологічний захист передбачає:

- своєчасне використання колективних та індивідуальних засобів захисту;

- введення режимів карантину і обсервації;

- знезаражування вогнища ураження;

- необхідне знезаражування людей, тварин і т.п.;

- своєчасну локалізацію зони біологічного ураження;

- проведення екстреної і специфічної профілактики;

- дотримання протиепідемічного режиму підприємствами, установами та організаціями незалежно від форм власності й господарювання і населенням.

Радіаційний і хімічний захист включає заходи для виявлення й оцінки радіаційної, хімічної обстановки, організацію і здійснення дозиметричного і хімічного контролю, розробку типових режимів радіаційного захисту, забезпечення засобами індивідуального і колективного захисту, організацію і проведення спеціальної обробки.

Виконання вимог радіаційного і хімічного захисту забезпечується шляхом:

- завчасного нагромадження і підтримки в готовності засобів індивідуального захисту та приладів дозиметричного і хімічного контролю, обсяги і місця збереження яких визначаються відповідно до встановлених зон небезпеки, забезпечення вказаними засобами насамперед особового складу формувань, які беруть участь у проведенні аварійно-рятувальних й інших невідкладних робіт у вогнищах ураження, а також персоналу радіаційно і хімічно небезпечних об'єктів господарювання і населення, що проживає в зонах небезпечного зараження і навколо них;

- своєчасного впровадження заходів, способів і методів виявлення й оцінки масштабів та наслідків аварій на радіаційно і хімічно небезпечних об'єктах господарювання;

- створення уніфікованих засобів захисту приладів і комплектів дозиметричного й хімічного контролю;

- надання населенню можливостей купувати в установленому порядку в особисте користування засобів індивідуального захисту і дозиметрів;

- завчасного пристосування об'єктів побутового обслуговування і транспортних підприємств для проведення санітарної обробки людей і спеціальної обробки одягу, майна і транспорту;

- розробки загальних критеріїв, методів і методик спостережень щодо оцінки радіаційної і хімічної обстановки;

- завчасного створення і використання засобів колективного захисту населення від радіаційної і хімічної небезпеки;

- пристосування наявних засобів колективного захисту від інших видів загрози для захисту від радіаційної і хімічної небезпеки.

8.3 Державне регулювання і контроль захисту населення і територій

Державна стандартизація з питань безпеки в надзвичайних ситуаціях техногенного і природного характеру спрямована на забезпечення:

- безпеки продукції (робіт, послуг) і матеріалів для життя й здоров'я людей та навколишнього середовища;

- якості продукції (робіт, послуг) і матеріалів у відповідності з рівнем розвитку науки, техніки і технології;

- єдності принципів виміру;

- безпеки об'єктів господарювання з урахуванням ризику виникнення техногенних катастроф й інших надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру.

Державна експертиза у сфері захисту населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру.

Державна експертиза проектів і рішень відносно техногенної безпеки об'єктів виробничого і соціального призначення, які можуть викликати надзвичайні ситуації техногенного і природного характеру і вплинути на стан захисту населення і територій від їх наслідків, організовується і проводиться згідно із законом.

Державний нагляд і контроль у сфері захисту населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру організовуються спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання захисту населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру, іншими уповноваженими центральними органами виконавчої влади.

Декларування безпеки об'єктів підвищеної небезпеки здійснюється з метою запобігання надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру, а також забезпечення готовності до локалізації, ліквідації надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру та їх наслідків.

Порядок розробки декларації безпеки об'єктів підвищеної небезпеки, її зміст, методика визначення ризиків і їх прийнятні рівні встановлюються Кабінетом Міністрів України.

Висновок:

Провівши аналіз даного розділу дипломного проекту ми прийшли до висновку, що рівень національної безпеки не може бути достатнім, якщо в загальнодержавному масштабі не буде вирішено завдання захисту населення, об'єктів економіки і національного надбання від надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру. Актуальність проблеми обумовлена тенденціями зростання втрат людей і шкоди територіям у результаті небезпечних природних явищ і катастроф. Ризик надзвичайних ситуацій постійно зростає. Інформування й оповіщення є основним і головним невід'ємним елементом усієї системи заходів захисту. Також, важливим є створення фонду захисних споруд. В умовах неповного забезпечення захисними спорудами, основним засобом захисту є евакуація населення і розміщення його в зонах, безпечних для проживання людей і тварин.

При проектуванні й експлуатації споруд та інших об'єктів господарювання, наслідки діяльності яких можуть шкідливо вплинути на безпеку населення і навколишнього середовища, обов'язково розробляються і здійснюються заходи інженерного захисту.


Висновки

На сьогоднішній день розвиток промисловості спрямовано на енергозбереження і зниження навантаження на навколишнє середовище. Стосовно до ГРС в даний час можна добитися висого економічного ефекту і заощадити енергоресурси за рахунок впровадження детандер-генераторних агрегатів (ДГА) замість традиційно використовуваних регуляторів тиску. ДГА при розширенні газу в них виробляють електроенергію. Тобто частково повертається енергія, яка була приведена до газу перед його транспортуванням по трубопроводах.

Основна проблема при впровадженні ДГА на ГРС полягає в тому, що при скороченні газу в регуляторах тиску температура газу знижується менше, ніж після розширення в детандере при однакових ΔР на вході і на виході.

Тому тема магістерської роботи, присвячена питанню підігріву газу на ГРС, що працює з ДГА, є актуальною.

В даний час для підігріву газу на ГРС з регулятором тиску, найчастіше використовують підігрівачі, в яких спалюється природний газ. У ряді випадків на ГРС з ДГА доцільно використовувати підігрівачі, які споживають електроенергію вироблену генератором.

У роботі була обрана схема, де газ перед розширенням в детандері підігрівається в конденсаторі теплового насосу. Для м'яких умов Одеської області застосування схеми з тепловим насосом, що споживає вироблену ДГА електроенергію, буде вигідніше, ніж прямий електронагрів і ніж нагрівання від спалювання природного газу.

У літературі зустрічалася інформація про те, що тепловий насос в даній схемі може споживати приблизно 20% від виробленої ДГА електроенергії.

На першому етапі мною був виконаний розрахунок температури газу на вході в ДГА і на виході, визначена необхідна темпеартура підігріву газу перед ДГА, виходячи з умов, що на виході з ГРС температура повинна бути не нижче -10 ºС (на вимогу ДСТУ). Тиск природного газу на вході в ГРС Рвх = 2.5 МПа, на виході - Рвых = 0.3 МПа. При такому великому перепаді тиску рекомендовано використовувати двоступеневе редукування газу. Температура підігріву газу перед редукуванням склала 45 ºС.

Для даної схеми був виконаний попередній розрахунок циклу парокомпресійного ТН на холодоагентах R134a, R410a, R600a, R245fa. Показано, що найбільшим коефіцієнтом перетворення володіє холодоагент R600а, який і був прийнятий для подальших розрахунків. Цей холодоагент R600а - ізобутан - є екологічно безпечним, дешевим, але горючим.

Далі була розглянута можливість підвищення енергетичної ефективності теплового насосу за рахунок використання глибокого переохолодження холодоагенту перед дроселюванням. Максимально можливе переохолодження холодоагенту, при використанні для охолодження природного газу з температурою на вході в переохолоджувач -12 ºС, склало 57 ºС.

Показано, що для зимового періоду при температурі навколишнього повітря мінус 0.5 ºС, температурі природного газу на вході в ГРС 3 ºС частка електроенергії, що виробляється ДГА, яка споживається ТН становить 28.15 %.

Далі був виконаний розрахунок конденсатора ТН де в трубках тече природний газ, що нагрівається , а в міжтрубному просторі - конденсується холодоагент. Геометричні характеристики трубного пучка і товщина стінок прийняті такими ж, як в підігрівачі газу ПТПГ-30. Отримана за розрахунками площа теплообмінної поверхні склала 54 м2, був прийнятий стандартний теплообмінник з площею теплообмінної поверхні 70 м2.

Виконано техніко-економічне порівняння приведених витрат при роботі підігрівача газу ПТПГ-30 і теплового насосу, показано перевагу використання теплового насосу перед традиційним способом підігріву.

Для обґрунтування вибору робочого тіла ТН на останньому етапі виконання магістерської роботи був виконаний еколого-енергетичний аналіз ТН на різних холодоагентах. Аналіз грунтувався на обліку емісії парникових газів за весь період роботи обладнання. Аналіз підтвердив доцільність використання холодоагенту R600а в розглянутому ТН. Крім того, було виконано еколого-енергетичне порівняння двох способів підігріву природного газу на ГРС - за допомогою підігрівача газу ПТПГ-30 і розглянутого ТН. Показано, що величина питомої емісії парникових газів при використанні теплового насоса, що споживає електроенергію ДГА становить 17·10-6 кг(СО2) на 1 м3 газу, що підігрівається, в той час як ця величина для ПТПГ-30 становить 0.0127, тобто в 747 разів більше. Отже, ТН з еколого-енергетичної точки зору є більш перспективним способом підігріву природного газу на ГРС.

У дипломі був також виконаний розділ охорони праці та розділ цивільної оборони.


Список використаної літератури

1. Байдакова Ю.О. Исследование эффективности схем бестопливных установок генерации электроэнергии на основе детандер-генераторных агрегатов и тепловых насосов / автореферат на соискание ученой степени канд. техн. наук. – Москва, 2013. – 19 с.

2. Варфоломєєв В.А. Справочник по проектированию, строительству и эксплуатации систем газоснабжения. – К.: Будівельник, 1988.

3. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А.  Справочник работника газовой промышленности 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286 стр.

4. Гатауллина А.Р., Кулагина О.В. Использование энергии давления транспортируемого природного газа в детандер-генераторных агрегатах ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

5. Данилов А.А. Автоматизированные газораспределительные станции: Справочник. – СПб.: Химиздат, 2004. – 544 с.

6. Данилов А.А., Петров А.И. Газораспределительные станции. – СПб.: Недра, 1997. – 240 с.

7. ДБН В 2.5 – 20 – 2001. «Газопостачання». – К.: Держбуд України, 2001.

8. Експлуатаційникові газонафтового комплексу. Довідник / Розгонюк В.В., Хачикян Л.А., Григіль М.А., Нікішин В.П. -Киів: Росток, 1998. – 432 с.

9. Єнін П.М., Шишко Г.Г., Предун К.М. Газопостачання населених пунктів і об’єктів природним газом. Навчальний посібник – К.: Логос, 2002. – 198 с.

10. Железный В.П., Быковец Н.П., Хлиева О.Я. Принципы эколого-энергетического анализа эффективности стекловаренных производств // Экотехнологии и ресурсосбережение. – 2002. - №5. – С. 45-53.

11. Железный В.П., Быковец Н.П., Хлиева О.Я., Степанова В.П., Суходольская А.Б. Методика расчета полной эквивалентной эмиссии парниковых газов в промышленности // Экотехнологии и ресурсосбережение. – 2004. - №6. – С. 34-43.

12. Закон України “Про енергозбереження” Постанова Верховної Ради України №75/94 – ВР від 1 липня 1994 р.

13. Ионин А.А. Газоснабжение: ученик для вузов. – М.: Стройиздат, 1989. – 439 с.

14. Княжинский В. Энергоемкость Украинской экономики снижается // Газета «День», № 24, 2014.

15. Кологривов М.М. Дипломный проект специалиста, дипломная работа магистра . Методика написания и порядок защиты: пособие / М.М. Кологривов,  – Одесса: Изд. центр ИХКЭЭ ОНАПТ, 2013. – 26 с.

16. Кологривов М.М.Структура и правила оформления дипломных, курсовых проектов и работ. Учебное пособие для  студентов  специальности: 7,8.090 305 – Газонефтепроводы и газонефтехранилища /М.М. Кологривов, А.Л. Коба: Под ред. В.В. Притулы. – Одесса: Издательский центр ОГАХ, 2011.- 80 с.

17. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа Учеб. пособие для вузов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. — 349 с.

18. Обзор современных конструкций турбодетандерных генераторов. Проспект фирмы ООО НТЦ «МТТ».

19. Охорона праці в машинобудуванні. Під редакцією Юдіна Є. Я. М: Машинобудування, 1983. – 432 с.

20. Погорєлов А.І. Тепломасообмін (Основи теорії і розрахунку): Навчальний посібник. 2-ге видання. - Львів: "Новий світ-2000", 2004. - 144 с.

21. Правила безопасности в газовом хозяйстве. Госпроматомнадзор СССР – М: Недра, 1991 – 141с.

22. РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов.ОАО "АК "Транснефть", № 2002 (вместо ВНТП 2-86 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов)

23. СНиП 2.01.01–82. «Строительнаяклиматология и геофизика». – М.: Стройиздат, 1983.

24. Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. – Л.: Недра, 1990. – 762 с.

25. Refprop 8.0 компьютерная программа по расчету теплофизических свойств веществ.

26. Дидык Н.Н., Муратов С.О., Пищанская Н.О., Скракленко Я.В. Учебное пособие для выполнения раздела «Охрана труда» дипломного проекта. ОГАХ, 2010. - 32 с.

27. СНиП 23-05-95 Естественное и искуственное освещение.

28. Катренко Л.А., Кот Ю.В., Кистун И.П. «Охрана труда. Курс лекций. Практикум: Учебное пособие» - Сумми: ВТД «Университетская книга» ; 2005.

29. НПАОН 0.00-2.24-05 «Перечень работ с повышенной опастностью».

30. ДБНВ 2.5.-28-2006 «Инженерия оборудования домов и сооружений - естесственное и искуственное освещение».

31. Козаченко А.Н. «Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. - М. : Нефть и газ, 1999. -463 с.

32. http://allodessahotels.ru/weather.html

33. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа Учеб. пособие для вузов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. — 349 с.

34. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А.  Справочник работника газовой промышленности 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286 стр.

35. Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. – Л.: Недра, 1990. – 762 с.

36. http://bitzer.ru

37. Железный В.П., Быковец Н.П., Хлиева О.Я. Принципы эколого-энергетического анализа эффективности стекловаренных производств // Экотехнологии и ресурсосбережение. – 2002. - №5. – С. 45-53.

38. Железный В.П., Быковец Н.П., Хлиева О.Я., Степанова В.П., Суходольская А.Б. Методика расчета полной эквивалентной эмиссии парниковых газов в промышленности // Экотехнологии и ресурсосбережение. – 2004. - №6. – С. 34-43.

39. Закон України “Про енергозбереження” Постанова Верховної Ради України №75/94 – ВР від 1 липня 1994 р.

40. Ионин А.А. Газоснабжение: ученик для вузов. – М.: Стройиздат, 1989. – 439 с.

41. Княжинский В. Энергоемкость Украинской экономики снижается // Газета «День», № 24, 2014.

42. Сalm J.M., Hourahan G.C., Physical, Safety and Environmental Date for Current and Alternative Refrigerants // Refrigeration for Sustainable Development (proceeding of the 23th International Congress of Refrigeration, ICR, 2011, Prague, Czech Republic, 2011.08.21-26, ID: 915.

43. Дідик Н.М., Муратов С.Д. Навчальний посібник охорони праці. Одеса: вид-во ОДАХ, 2010 р.

44. Дем'яненко Ю.І., Луговська О.А, Дідик Н.М., Жихарєва Н.В., Скракленко Я.В. Пожежна охорона, пожежний нагляд та профілактика. Одеса: вид-во ОДАХ, 2007. - 32с.

45. Иоффе И.Л. Проектирование процессов и аппаратов химической технологии: Учебник для техникумов. – Л.: Химия, 1991. – 352 с.

46.http://www.naftogaz.com/www/3/nakwebru.nsf/0/E7726159F14EDFE3C2257BCF002320A2

47.http://fdlx.com/business-ukraine/10681-tarify-na-elektroenergiyu-dlya-promyshlennyx-predpriyatij-po-sostoyaniyu-na-mart-2015-goda.html