Приложение Е. Рекомендации по утилизации в зданиях вторичных энергетических ресурсов и возобновляемых источников энергии

Приложение Е

Рекомендации
по утилизации в зданиях вторичных энергетических ресурсов и возобновляемых источников энергии

Е.1. Рекомендации по утилизации вторичных энергетических ресурсов

Общие положения

Е.1.1 В жилых и общественных зданиях могут быть использованы следующие тепловые вторичные энергоресурсы (далее - ВЭР), образующиеся в системах:

- вентиляции: низкопотенциальная теплота и холод удаляемого вентиляционного воздуха;

- канализации: низкопотенциальная теплота условно-чистых сточных вод (далее - УЧСВ);

- технологического холодоснабжения: теплота конденсации холодильных установок.

Е.1.2 Основными направлениями использования утилизируемой энергии являются частичное замещение тепловой и холодильной нагрузок в системах климатизации и теплоты в системе горячего водоснабжения.

Е.1.3 Утилизация ВЭР обеспечивается за счет включения в схемы систем инженерно-технического обеспечения теплообменного оборудования - утилизаторов теплоты (далее - УТ), следующих типов:

- рекуперативные теплообменники: пластинчатые, кожухотрубные и калориферы;

- регенеративные теплообменники: вращающиеся и стационарные переключающиеся;

- теплообменники на тепловых трубках;

- теплообменники с промежуточным теплоносителем;

- тепловые насосы.

E.1.4 Целесообразность использования ВЭР, выбор схем утилизации теплоты (холода) и тепло-утилизационного оборудования в соответствии с СНиП 41-01 должны быть обоснованы технико-экономическим расчетом с учетом неравномерности поступления ВЭР и теплопотребления в системах.

Схемные решения утилизации ВЭР

Е.1.5 Наибольшее распространение в жилых и общественных зданиях получили решения с утилизацией теплоты и холода уходящего вентиляционного воздуха.

Е.1.6 Используемые в схемах вентиляционных систем утилизации теплоты, различаются по двум основным критериям:

- по степени централизации вентсистемы: УТ в составе центральных вентустановок, обслуживающих из одного центра несколько помещений (рисунок Е.1 а, б, в, г, е, ж, и, к); УТ в составе автономных кондиционеров (рисунок Е.1 а, г, е, и, к); местные УТ, устраиваемые для отдельных помещений и располагающиеся, как правило, в самих обслуживаемых помещениях (рисунок Е. 1 а, д).

- по способу теплообмена: рекуперативные теплообменники (пластинчатые, трубчатые и др.); регенеративные теплообменники (вращающиеся и стационарные переключающиеся регенераторы); теплообменники с тепловыми трубками; теплообменники с промежуточным контуром; тепловые насосы.

Е.1.7 Решения по утилизации теплоты УЧСВ жилых и общественных зданий ограничиваются применением в схемах с теплообменниками (далее - ТО) с промежуточным теплоносителем и тепловых насосов (рисунок Е.2).

Е.1.8 Отбор теплоты от УЧСВ с предварительной их очисткой до требуемой концентрации и дисперсности взвешенных частиц целесообразно осуществлять посредством тонкостенных кожухотрубных теплообменных аппаратов.

Рисунок Е.1 - Схемные решения утилизации теплоты удаляемого вентиляционного воздуха с УТ разных типов: а - рекуперативные ТО; б, в - калориферы; г - вращающиеся регенераторы; д - стационарные переключающиеся регенераторы; е - ТО с тепловыми трубками; ж - ТО с промежуточным теплоносителем; и, к - тепловые насосы

Рисунок Е.2 - Схемные решения утилизации теплоты УЧСВ с УТ разных типов: а, б, в - ТО с промежуточным теплоносителем; г, д - тепловые насосы

Эффективность энергосбережения в системах утилизации теплоты удаляемого вентиляционного воздуха

Е.1.9 Утилизация теплоты удаляемого вентиляционного воздуха позволяет снижать до 60% годовое потребление тепловой энергии на вентиляцию помещений. Более глубокая утилизация теплоты связана с опасностью выпадения влаги из удаляемого вентиляционного воздуха и образованием "шубы" на поверхностях теплообмена.

Е.1.10 Эффективность энергосбережения определяется степенью утилизации теплоты Ету, как отношением величины подогрева приточного воздуха к разности температур вытяжного и наружного воздуха.

Е.1.11 С увеличением степени утилизации теплоты возрастает годовая экономия теплоты (рисунок Е.3), но при этом резко возрастают площадь теплопередачи калориферов (рисунок Е.4) и, соответственно, расход электроэнергии на преодоление аэродинамического сопротивления калориферов-теплоутилизаторов (рисунок Е.5).

Рисунок Е.3 - Зависимость годовой экономии теплоты от градусо-часов работы и степени утилизации теплоты

Е.1.12 Достижение большего энергетического эффекта связано с увеличением капитальных затрат на оборудование, и поэтому поиск оптимального решения должен производиться с учетом технико-экономических показателей различных вариантов.

Е.1.13 Для проведения оптимизационных расчетов составлены графики для определения удельных показателей (рисунок Е.5), отнесенных к расходу воздуха Z=1000 м3/ч в функции ету, параметров климата и продолжительности работы системы вентиляции.

Утилизация теплоты сбрасываемых вод в бассейнах

Е.1.14 Общие положения.

Е.1.14.1 Основные энергозатраты в бассейне связаны с нагревом воды до нормативной температуры (26 - 28 °С) и созданием требуемых тепловлажностных режимов в помещениях бассейна.

Е.1.14.2 Приоритетным направлением энергосбережения в бассейнах является снижение энергозатрат на нагрев подпиточной воды, что в значительной степени достигается применением оборотной схемы водоснабжения бассейна (рисунок Е.6).

Рисунок Е.4 - Зависимость площади теплопередачи калориферов-теплоутилизаторов от степени утилизации теплоты

Рисунок Е.5 - Зависимость дополнительного годового расхода электроэнергии от числа часов и степени утилизации теплоты

Рисунок Е.6 - Принципиальная схема оборотного водоснабжения бассейна

Е.1.14.3 Дополнительно значительное количество теплоты позволяют экономить разработанные установки для утилизации теплоты (теплообменники, тепловые насосы, солнечные коллектора и т.д.).

Е.1.14.4 Их наиболее целесообразно использовать для утилизации теплоты сбрасываемых в канализацию технологических сточных вод, образующихся при удалении из ванны бассейна наиболее загрязненных слоев воды у поверхности и дна, а также при промывке фильтров.

Е.1.15. Принципиальные схемы утилизации теплоты сбрасываемых вод

Е.1.15.1 Значительная часть теплоты с температурой 24 - 26 °С уносится вместе со сбрасываемыми в канализацию водами.

Е.1.15.2 Эта теплота может быть использована, прежде всего, на подогрев подпиточной воды.

Е.1.15.3 Количество сбрасываемых вод зависит от принятой схемы водоснабжения. В случае прямоточной схемы оно равно 2^-4 объема бассейна в сутки (зависит от кратности водообмена), при оборотной схеме это значение уменьшается до 5н-7% от объёма бассейна в сутки.

Е.1.15.4 При любой схеме водоснабжения утилизация теплоты сбрасываемых вод является одним из основных проводимых в бассейнах энергосберегающих мероприятий.

Е. 1.15.5 Теплота сбрасываемых вод может быть утилизирована при помощи теплообменников (рисунок Е.7).

Рисунок Е.7 - Утилизация теплоты сбрасываемых вод с помощью теплообменника

Е.1.15.6 В схеме утилизации обязательно должен присутствовать бак-накопитель, предназначение которого - выравнивать неравномерный сброс воды от бассейна.

Е.1.15.7 Другим способом утилизации теплоты является использование теплового насоса (рисунок Е.8), который позволяет повысить потенциал утилизируемой теплоты.

Рисунок Е.8 - Утилизация теплоты сбрасываемых вод с помощью теплового насоса

Расчет годовой выработки теплоты за счет использования ВЭР

Е.1.16 Годовой объем энергии на коммунально-бытовые нужды, выработанной инженерными системами, использующими ВЭР, , МДж, определяется по формуле:

, (Е.1)

где - годовой потенциал энергосбережения за счет утилизации теплоты вытяжного воздуха, МДж, определяется по формуле (Е.2);

- годовой потенциал энергосбережения за счет утилизации теплоты условно чистых сточных вод, МДж, определяется по формуле (Е.З).

Е.1.16.1 Годовой потенциал энергосбережения за счет утилизации теплоты вытяжного воздуха , МДж, определяется по формуле:

, (Е.2)

где - годовая (за отопительный период) потребность теплоты на механическую вентиляцию общественных зданий, МДж, определяется по формуле (Ц.2) Приложения Ц;

- годовые теплопоступления от солнечной радиации и внутренних (бытовых) источников тепла МДж, определяются по формулам (Ц.9), (Ц.12) Приложения Ц;

- коэффициент, учитывающий полезное использование теплопоступлений в помещение для отопления (см. Ц.6, Ц.7 Приложения Ц);

- коэффициенты теплопередачи, Вт/м2-°С;

- годовая потребность теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, МДж, определяется по формуле (29) Рекомендаций;

- коэффициент, учитывающий дополнительные потери теплоты в стояках централизованных систем горячего водоснабжения, рассчитывается по Приложению У (см. Пример У.1);

- дополнительная потребность электроэнергии за отопительный период на привод вентиляторов, а в системах утилизации с промежуточным теплоносителем и на привод циркуляционных насосов, МДж;

- эффективность (КПД) тепло-утилизационной установки, принимается для воздухо-воздушных рекуператоров - , для систем утилизации теплоты с промежуточным контуром - .

Д.1.16.2 Годовой потенциал энергосбережения за счет утилизации теплоты условно чистых сточных вод , МДж, определяется по формуле:

, (Е.З)

где - годовая потребность теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, МДж, определяется по формуле (29);

- коэффициент, учитывающий снижение температуры сточных вод перед теплоутилизатором, принимается при установке утилизаторов в здании - , при отборе теплоты из наружных колодцев сточных вод - ;

- коэффициент, учитывающий дополнительные потери теплоты в стояках централизованных систем горячего водоснабжения, рассчитывается по Приложению У (см. Пример У.1);

- эффективность (КПД) утилизатора теплоты сточных вод;

- дополнительная потребность электроэнергии на привод циркуляционных насосов, МДж.

Е.2. Рекомендации по применению в зданиях теплонасосных установок

Общие положения

Е.2.1 Под теплонасосными установками (далее - ТНУ) принято понимать комплекс технических средств, предназначенных для преобразования низкопотенциальной теплоты ВИЭ и ВЭР в теплоту более высокого потенциала с использованием обратного термодинамического цикла - тепловых насосов.

Е.2.2 В жилых и общественных зданиях, чаще всего, применяются установки с пароком- прессионными тепловыми насосами (далее - ПКТН), работающими на специальных рабочих телах - хладонах и включающими следующие элементы: испаритель, конденсатор, компрессор и регулирующий клапан.

Теплонасосные установки с ПКТН классифицируются по следующим признакам:

- по виду замещаемой нагрузки - установки теплоснабжения (отопления, вентиляции или горячего водоснабжения и установки теплохолодоснабжения, предназначенные для одновременной или сезонной выработки теплоты и холода;

- по сочетанию вида теплоносителя источника низкопотенциальной теплоты (ИНТ) и нагреваемой среды: типа "воздух - воздух", "воздух - вода", "вода (рассол) - вода", "вода (рассол) - воздух";

- по виду энергии, используемой для осуществления рабочего цикла - электроприводные и с приводом от тепловых двигателей (газомоторные ПКТН);

- по температуре нагреваемого теплоносителя - низкотемпературные (до 50 °С) и среднетемпературные (50+80 °С).

Е.2.3 В качестве перспективных источников низкопотенциальной теплоты для тепловых насосов в климатических условиях Санкт-Петербурга и Ленинградской области могут рассматриваться:

- удаляемый вентиляционный воздух жилых и общественных зданий, оборудованных механической общеобменной вентиляцией;

- теплоноситель обратного трубопровода тепловой сети;

- грунтовые воды (верховодка);

- грунтовые теплообменники (вертикального и наклонного типа (зонды) глубиной до 30+50 м;

- условно-чистые ("серые") сточные воды отдельных общественных зданий (бань, прачечных, бассейнов и т.п.).

Е.2.4 Конструирование и расчет систем теплосбора рекомендуется производить с использованием следующих документов:

- Руководство по применению тепловых насосов с использованием вторичных энергетических ресурсов и нетрадиционных возобновляемых источников энергии;

- Технологический регламент Проектирования и монтажа гибридных теплонасосных систем теплохолодоснабжения многоэтажных зданий в условиях плотной городской застройки;

- Альбом Типовых технических решений термоскважин систем сбора низкопотенциального тепла грунта и блоков-утилизаторов низкопотенциального тепла вентвыбросов для гибридных теплонасосных систем теплоснабжения многоэтажных жилых зданий;

- Технические рекомендаций TP 209-09 "Альбом типовых технологических схемных и технических решений гибридных теплонасосных систем теплохладоснабжения (далее - ГТСТ) многоэтажных жилых зданий в условиях плотной городской застройки".

Е.2.5 Основным параметром, характеризующим энергетическую эффективность ПКТН, является коэффициент преобразования , равный отношению вырабатываемой ПКТН тепловой мощности , кВт, к электрической мощности, затрачиваемой на его работу , кВт:

, (Е.4)

Е.2.6 Величина коэффициента преобразования зависит от температурных границ цикла (температуры конденсации хладона в конденсаторе tK, °С, и температуры его кипения в испарителе t0 , °С), тепловой мощности ПКТН, вида хладона и типа компрессора.

Е.2.7 Значение приводятся в паспортах ТН по результатам сертификационных испытаний при стандартных температурных режимах. При теплотехнических расчетах величину коэффициента преобразования при отличных от стандартных режимов допускается определять по формуле:

, (Е.5)

где , - абсолютные температуры конденсации и кипения, К:

(, );

- коэффициент, учитывающий необратимые потери действительного цикла ТН по сравнению с идеальным обратным циклом Карно, для современных ТН с поршневыми и спиральными компрессорами =0,6+0,7.

Схемные решения

Е.2.8 Основные схемные решения теплонасосных систем теплоснабжения систематизированы и представлены в виде избыточной принципиальной схемы, представленной на рисунке Е.9.

Общие рекомендации по проектированию теплонасосных систем

Е.2.9 Решение об использовании ТНУ должно быть принято на основании технико-экономического сопоставления конкурирующих вариантов систем тепло- и холодоснабжения.

Е.2.10 Ввиду высоких единовременных затрат в ТНУ, в два-три раза превышающих затраты в замещаемые теплоисточники, с целью получения приемлемых технико-экономических показателей следует, преимущественно, проектировать бивалентные системы.

Е.2.11 Тепловая мощность ТНУ бивалентных систем подбирается:

- на отопительно-вентиляционные нужды: по величине базовых нагрузок;

- на нужды горячего водоснабжения: по оптимальной температуре конденсации;

- на нужды кондиционирования: по расчетной холодопроизводительности.

Е.2.12 Пиковый режим теплопотребления и нагрев теплоносителя до расчетной температуры в бивалентных системах обеспечивается традиционными источниками тепла.

Е.2.13 Оптимизация технико-экономических показателей ТНУ должна проводиться при комплексном рассмотрении всех применяемых энергосберегающих мероприятий, направленных на снижение объема потребления теплоты, холода и электроэнергии с учетом их взаимовлияния, суммарного энергетического эффекта и экономической целесообразности реализации каждого из них.

Так, например, при принятии решения использовать ТНУ на нужды системы отопления следует рассмотреть целесообразность оптимизации его тепловой мощности за счет снижения величины тепловых потерь здания, а так же расчетных температур теплоносителя в системе отопления, поскольку при снижении температурного графика повышается энергетическая эффективность ТНУ.

Методика расчета ТНУ

Е.2.14 Целью расчета является определение в ходе многовариантных оптимизационных расчетов основных характеристик теплонасосной системы теплоснабжения.

Е.2.15 К основным характеристикам теплонасосной системы теплоснабжения относятся (рисунок Е. 10):

а) расчетные мощности ТН и пикового источника теплоты, соответственно:

- для отопления: , кВт;

- для горячего водоснабжения , кВт.

б) годовые значения выработки тепловой энергии ТН и пиковым источником теплоты:

- для отопления: , МВт-ч;

- для горячего водоснабжения: , , МВт-ч.

в) затраты энергии на привод ТН:

- для отопления: , МВт-ч;

- для горячего водоснабжения: , МВт-ч.

в) фактический коэффициент преобразования ТНУ, QmHy.

Рисунок Е.9 - Принципиальная схема (избыточная) теплонасосной системы теплоснабжения здания с использование собственных ИНТ: 1 - тепловой насос; 2, 3, 4 - теплообменники системы теплосбора (соответственно, удаляемого вентиляционного воздуха, условно чистых сточных вод, грунта); 5 - дублирующий источник теплоты (догреватель) ГВС; 6 - промежуточный контур ГВС; 7, 8 - коллекторы (гребенки) первого контура ТНУ; 9 - второй контур ТНУ

Рисунок Е.10 - К определению основных характеристик теплонасосного отопления

Е.2.16 Исходными данными являются:

а) расчетные тепловые мощности потребителя и годовая потребность в тепловой энергии:

, - соответственно, расчетная мощность системы отопления, кВт, и годовая потребность в тепловой энергии на отопление, МВт-ч;

- среднечасовая расчетная тепловая нагрузка на ГВС, кВт.

б) параметры теплоносителя системы теплоснабжения:

, , - расчетные температуры теплоносителя системы теплоснабжения, соответственно горячая и охлажденная, °С;

- расчетная температура горячей воды в системе горячего водоснабжения, °С.

в) метод регулирования тепловой нагрузки;

г) характеристики используемого источника низкопотенциальной теплоты:

- наименование;

- расход, м3/ч;

- температура теплоносителя ИНТ на входе в испаритель, °С.

д) технические условия на подключение к внешним сетям энергообеспечения;

е) экономические показатели: тарифы на энергоносители, платы за технологическое присоединение, стоимость основного и вспомогательного оборудования, сервисного обслуживания и т.п.

Е.2.17 В зависимости от вида потребителя тепловой энергии и расчетных температур теплоносителя принимают расчетную температуру теплоносителя на выходе из ТН , °С:

- для систем отопления соответствующую относительной теплопроизводительности ;

- для систем горячего водоснабжения °С.

Е.2.18 Определяется расчетная теплопроизводительность ТН:

- для систем отопления по формуле:

(Е.6)

- для горячего водоснабжения по формуле:

(Е.7)

Е.2.19. Вычисляется расчетная мощность пикового источника теплоты:

- для систем отопления при ;

при определяется по формуле:

(Е.8)

где - теплопроизводительность ТН для отопления при расчетной наружной температуре , кВт, определяемая по формуле:

(Е.9)

- для горячего водоснабжения по формуле:

(Е.10)

Е.2.20 В зависимости от источника низкопотенциальной теплоты принимают температуру кипения хладона в испарителе ТН:

, (Е. 11)

где - расчетный перепад между температурой теплоносителя и температурой кипения ( °С).

Е.2.21 Определяется расчетная температура конденсации хладона в конденсаторе ТНУ:

(Е.12)

где - расчетный перепад между температурой конденсации tK и температурой нагреваемого теплоносителя (°С).

Е.2.22 По формуле (Е.5) определяется действительный коэффициент преобразования в зависимости от температуры и , а из формулы (Е.4) требуемая мощность привода ТН , кВт:

(Е.13)

Е.2.23 По расчетной теплопроизводительности и потребляемой мощности привода Ртн, по каталогам производителей подбирается подходящий типоразмер теплового насоса с соответствующими установленными характеристиками: , и

Е.2.24 Определяются эксплуатационные энергетические характеристики ТНУ за годовой период:

- годовая выработка ТНУ тепловой энергии на отопление:

(Е.14)

где - годовой коэффициент замещения отопительной нагрузки, определяемый по графику рисунка Е. 11 в зависимости от относительной тепловой мощности ТН , равной отношению ;

- годовая потребность в тепловой энергии на отопление, МВт-ч (МДж).

Рисунок Е.11 - Графики зависимости годового коэффициента замещения отопительной нагрузки и среднего коэффициента преобразования от относительной теплопроизводительности ТНУ и расчетных температур теплоносителя в системе отопления для грунтовой системы теплосбора

- годовой расход энергии на привод ТНУ для отопления ,. МВт-ч (МДж):

(Е.15)

где - средний коэффициент преобразования ТНУ за отопительный период, определяемый по графикам в зависимости от и расчетного графика в системе отопления .

- годовая выработка ГНУ тепловой энергии на горячее водоснабжение , МВт-ч:

(Е.16)

где - продолжительность отопительного периода, час (принимается по таблице 3 Рекомендаций).

- годовой расход энергии на привод ТНУ для горячего водоснабжения МВт-ч:

(Е.17)

годовой расход энергии на собственные нужды (насосы, вентиляторы):

(Е.18)

где - расход энергии на привод каждого нагревателя (насоса, вентилятора), определяемый по потребляемой мощности привода , кВт, и числу часов его работы :

(Е.19)

- суммарная выработка тепловой энергии ТЕГУ на отопление и ГВС , МВт-ч (МДж):

, (Е.20)

- годовая выработка тепловой энергии пиковым теплогенератором , МВт-ч (МДж):

, (E.21)

где , - годовая потребность в тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение, соответственно.

- годовой суммарный расход энергии на работу ТНУ с учетом собственных нужд МВт-ч (МДж):

(E.22)

- фактический коэффициент преобразования ТНУ:

(Е.23)

Е.2.25 Технико-экономические показатели ТНУ определяются дополнительными капитальными затратами и снижением эксплуатационных затрат на теплоснабжение потребителей тепловой энергии .

Е.2.26 Дополнительные показатели затрат в ТНУ связаны с монтажом ТН, систем теплосбора, дополнительного оборудования (баков - аккумуляторов, теплообменников, теплопроводов, автоматики), а так же с увеличением стоимости низкотемпературной системы отопления, за счет установки большей площади отопительных приборов. Кроме того, должна учитываться плата за технологическое присоединение к сетям энергоснабжения.

Эти затраты определяются на основе расчета сметной стоимости оборудования и СМР.

Е.2.27 При технико-экономическом обосновании применения ТН для нового строительства допускается производить оценку дополнительных капитальных затрат , тыс. руб, по укрупненным показателям:

, (Е.24)

где - капитальные затраты в ТНУ, включающие систему теплосбора, тепловые насосы и дополнительное оборудование, тыс. руб.;

- дополнительные затраты на систему низкопотенциального отопления, тыс. руб.;

- снижение капитальных затрат на установленную мощность источника тепловой энергии или платы за технологическое присоединение к источнику теплоснабжения, тыс. руб;

- плата за технологическое присоединение дополнительной электрической мощности на привод ТНУ и прочее оборудование, тыс. руб.

Е.2.27.1 Затраты в ТНУ определяются по формуле:

(Е.25)

где - удельные показатели затрат на возведение ТНУ, тыс. руб/кВт, принимаются по таблице Е.1 в зависимости от тепловой мощности установок.

Таблица E.1

Укрупненные стоимостные показатели ТНУ с системой теплосбора , тыс. руб/кВт

Теплопроизводительность, кВт	до 10	10+20	20+50	более 50
С грунтовыми зондами вертикальными	70+100	50+70	40+50	30+35
На дренажных водах	50+70	40+50	30+40	25+30
Примечание - большие значения показателя соответствуют нижней границе интервала

Е.2.27.2 Затраты на увеличение установленного номинального теплового потока отопительных приборов при переходе на низкотемпературный график определяются по формуле:

, (Е.26)

где - удельная стоимость номинального теплового потока приборов при °С, тыс. руб/кВт;

- увеличение установленного номинального теплового потока приборов при переходе на пониженные параметры теплоносителя, кВт:

(Е.27)

где - показатель степени зависимости коэффициента теплоотдачи отопительных приборов от ;

, - температурный напор в отопительных приборах при пониженных параметрах теплоносителя и базового варианта (например, для режима 95/70: = 95°С, =70 °С), соответственно:

, (Е.28)

, (E.29)

где - средняя расчетная температура внутреннего воздуха в помещениях здания, °С.

Е.2.27.3 Снижение капитальных затрат на установленную мощность собственного источника теплоты определяется по формуле:

, (Е.30)

где - удельные капитальные затраты в источник теплоты, тыс. руб/кВт;

- снижение установленной тепловой мощности теплоисточника, кВт, вычисляется по формуле:

, (Е.31)

В случае использования теплоты от внешних тепловых сетей снижение платы за технологическое присоединение к ним определяется по формуле:

, (Е.32)

где - плата за технологическое присоединение к сетям теплоснабжения, тыс. руб/кВт.

Е.2.28 Снижение годовых эксплуатационных затрат при использовании ТНУ ДЭ, тыс. руб/год, определяется по формуле:

, (Е.33)

где - годовая экономия затрат на тепловую энергию;

- годовые дополнительные затраты на электроэнергию;

- годовые амортизационные отчисления от стоимости оборудования;

- годовые затраты на обслуживание и текущий ремонт оборудования ТНУ, принимаются в размере 2/3 % от капитальных затрат .

Е.2.28.1 Годовая экономия затрат на тепловую энергию ДЭтэ, тыс. руб/год, определяется по формуле:

, (Е.34)

где - тариф на тепловую энергию от замещаемого источника, тыс. руб/МВт-ч.

Е.2.28.2 Дополнительные затраты на электроэнергию ДЭээ, тыс. руб/год, расходуемую на работу ТНУ определяются по формуле:

, (Е.35)

где - тариф на электроэнергию, тыс. руб/МВт-ч.

Е.2.28.3 Амортизационные отчисления от капитальных затрат , тыс. руб/год, определяются по формуле:

, (Е.36)

где - нормативный коэффициент амортизационных отчислений для каждого (i-го) вида оборудования;

- стоимость i-го вида оборудования.

Е.2.28.4. Годовые затраты на обслуживание и текущий ремонт ТНУ , тыс. руб/год, принимаются в размере 2/3% капитальных затрат в ТНУ.

Е.3. Рекомендации по применению солнечных водонагревательных установок

Общие положения.

Е.3.1. Под установками солнечного горячего водоснабжения (далее - УСГВ) принято понимать комплекс технических средств, предназначенных для получения горячей воды за счет энергии Солнца в комплексе с традиционными источниками теплоты для систем теплоснабжения.

Е.3.2. Установки в общем случае могут включать: приемники солнечного излучения - плоские солнечные коллекторы; водяные аккумуляторы теплоты; теплообменники; циркуляционные насосы; традиционные источники теплоты - дублеры; теплоприемный и распределительный контуры, средства автоматизации.

Е.3.3. УСГВ подразделяются:

- по времени использования - на сезонные и круглогодичные;

- по способу побуждения теплоносителя в тепловоспринимающем контуре - с естественной циркуляцией (гравитационные) и с насосной циркуляцией (насосные);

- по количеству контуров - одноконтурные и двухконтурные (с теплообменником);

- по температуре горячей воды - с постоянной температурой (термостатические) и с переменной температурой горячей воды;

- по виду потребителя и объему потребления горячей воды - индивидуальные (малой производительности) и объектовые (средней производительности).

Е.3.4. Конкурентоспособность УСГВ обеспечивается использованием энергии Солнца для частичного нагрева воды на коммунально-бытовые нужды; применение простых и надежных схемных решений, серийно выпускаемого оборудования и унифицированных решений в блочно-модульном исполнении.

Принципиальные схемы установок солнечного горячего водоснабжения

Е.3.5. Объектные УСГВ выполняются для отдельно расположенных объектов и их групп, где применение централизованных систем экономически нецелесообразно, однако при этом имеются значительные нагрузки на систему горячего водоснабжения.

Е.3.6. Как правило, объектные УСГВ выполняются двухконтурными с принудительной циркуляцией теплоносителя, по следующим схемам: со скоростным теплообменником и баком-аккумулятором (рисунок Е.12); с емкостным теплообменником (рисунок Е.12 б); с секционным баком-аккумулятором и скоростным теплообменником (рисунок Е.12 в).

Указанные типы двухконтурных УСГВ состоят из коллекторного поля 2, располагаемого в основном на покрытии здания, циркуляционных насосов первого и второго контуров I, скоростного 5 или емкостного 10 теплообменника, бака-аккумулятора 3 секционного (со стратификацией) или обычного типа. При этом в первом контуре, включающем коллекторное поле, циркуляционный насос и теплообменник, в качестве теплоносителя для уменьшения коррозии коллекторов используется подготовленная деаэрированная вода или незамерзающие жидкости (антифриз и т.п.).

Е.3.7 Повышение эффективности УСГВ достигается путем применения секционных баков-аккумуляторов с емкостными теплообменниками с использованием явления стратификации воды в аккумуляторе (рисунок Е.12), а также установкой после последней секции бака-аккумулятора (по ходу теплоносителя) дополнительного скоростного теплообменника.

Местные (индивидуальные) УСГВ выполняются для отдельных зданий типа дач, коттеджей, пансионатов отдыха, мобильных установок, индивидуальных потребителей с малой нагрузкой на горячее водоснабжение.

Местные УСГВ выполняются следующих типов:

- двухконтурные с естественной циркуляцией;

- двухконтурные с насосной циркуляцией;

- душевые гелиоустановки с естественной циркуляцией.

Указанные типы местных установок состоят из солнечных коллекторов, располагаемых обычно на покрытии здания, бака-аккумулятора или емкостного теплообменника в двухконтурной схеме. Дополнительный водоподогреватель может встраиваться в бак-аккумулятор.

Двухконтурные УСГВ с естественной циркуляцией применяются для объектов с небольшим водопотреблением (до 2 м3/сут).

Оборудование установок солнечного горячего водоснабжения.

Е.3.8 Солнечные коллекторы

Е.3.8.1 В УСГВ следует применять плоские проточные солнечные коллекторы, удовлетворяющие ГОСТ Р 51595-2000 "Нетрадиционная энергетика. Солнечная энергетика. Коллекторы солнечные. Общие технические условия".

Е.3.8.2 Для систем горячего водоснабжения наиболее целесообразно использовать в УСГВ плоские солнечные коллекторы следующих типов:

- плоские солнечные коллекторы с однослойным покрытием;

- коллекторы с U - образными вакууммированными трубками;

- коллекторы на базе тепловых труб.

Рисунок Е.12 - Принципиальная схема двухконтурной гелиосистемы: 1 - солнечный коллектор; 2 - промежуточный теплообменник; 3 - бак-аккумулятор; 4, 7 - циркуляционные насосы; 5 - расширительный бак; 6 -дублирующий источник теплоты (догреватель)

Е.3.8.3 При проектировании УСГВ следует ориентироваться на солнечные коллекторы, серийно выпускаемые в Российской Федерации и импортные образцы, имеющие российские сертификаты соответствия.

Е.3.9 Водяные аккумуляторы теплоты

Е.3.9.1 В двухконтурных местных системах с естественной циркуляцией применяются специальные водяные аккумуляторы со встроенными одним или двумя змеевиками.

Е.3.9.2 В двухконтурных УСГВ с промежуточными скоростными теплообменниками в качестве аккумуляторов теплоты используют теплоизолированные емкости.

Е.3.9.3 При использовании для догрева электроэнергии водяные баки - аккумуляторы могут оборудоваться встроенными в верхнюю часть бака электрическими ТЭНами.

Е.3.10 Теплообменники

В качестве промежуточных теплообменников следует принимать скоростные водоводяные подогреватели для систем отопления и горячего водоснабжения.

Основы проектирования гелиосистем. Выбор схемы и конструирование гелиосистемы

Е.3.11 Выбор схемы УСГВ производится в зависимости от вида потребителя, объема водопотребления, расчетной температуры и качества воды, схемы традиционного теплоснабжения объекта.

Е.3.12 Для потребителей сезонного действия с расходом горячей воды до 2 м3/сут следует применять одноконтурные гелиосистемы с естественной циркуляцией с догревом в индивидуальных теплогенераторах на органическом топливе. В качестве дублера, при соответствующем обосновании, могут предусматриваться электроводонагреватели.

Е.3.13 Для горячего водоснабжения отдельных объектов с суточным водопотреблением более 2 м3/сут рекомендуются двухконтурные насосные системы.

Е.3.14 В установках круглогодичного действия в теплоприемном контуре в качестве теплоносителя применяют антифриз. Система в этом случае выполняется по трехконтурной схеме с двумя змеевиковыми теплообменниками, встроенными в бак-аккумулятор, либо по двухконтурной схеме со скоростным теплообменником.

Концентрация раствора антифриза (этиленгликоля или пропиленгликоля) принимается исходя из температуры замерзания, равной минимальной расчетной температуре наружного воздуха минус 36 °С.

Е.3.15 Солнечные коллекторы размещают на кровлях зданий, навесах и наружных ограждениях.

Солнечные коллекторы, размещаемые на кровле зданий, должны располагаться на опорах, которые необходимо рассчитывать с учетом ветровой и снеговой нагрузки.

Е.3.16 Угол наклона солнечных коллекторов к горизонту следует принимать равным: 55° - для круглогодичных гелиосистем и 40° - для сезонных установок.

Коллекторы ориентируются на Юг. Допускается отклонение от южного направления не более 20°.

Е.3.17 Солнечные коллекторы следует компоновать в параллельные блоки по П-образной и Z-образной схемам. При этом количество коллекторов в каждом блоке не должно быть более 10 при диаметрах сборных и раздающих коллекторов 40 - 50 мм, для отключения каждый блок оборудуется запорной арматурой и спускными кранами.

Е.3.18 Для удаления воздуха и дренажа коллекторной системы трубопроводы прокладываются с уклоном не менее: 0,01 - при естественной циркуляции; 0,002 - при насосной циркуляции теплоносителя. Схема движения теплоносителя в солнечных коллекторах - "снизу-вверх".

Е.3.19 Расстояние между рядами и блоками солнечных коллекторов следует принимать равным: 1,7 высоты ряда - при круглогодичной работе и 1,2 высоты ряда - при сезонной работе установки.

Е.3.20 Водяные аккумуляторы теплоты в установках с естественной циркуляцией размещают на кровле выше солнечных коллекторов. В насосных системах аккумуляторы следует устанавливать в подвальной части зданий, в пристройках к ним, а также на открытых площадках.

Е.3.21 Для обеспечения температурной стратификации аккумуляторы в крупных системах следует выполнять из двух-трех отдельных секций. Подвод холодной воды и отбор ее к солнечным коллекторам должен осуществляться из "холодной" секции, а подвод нагретой воды от солнечных коллекторов - в "горячую" секцию аккумулятора, откуда производится отбор горячей воды к потребителю.

Е.3.22 Насосы, теплообменники, средства автоматики и КИП следует размещать в тепловых пунктах в подвалах, технических помещениях и в пристройках к зданиям.

Определение площади солнечных коллекторов

Е.3.23 Исходными данными для расчета служат: суточный расход воды на горячее водоснабжение - Vcyт, м3/сут; тип и характеристика солнечного коллектора; коэффициент замещения годовой нагрузки на горячее водоснабжение

Е.3.24 Оптимальное значение коэффициента замещения устанавливается технико-экономическими расчетами по минимуму приведенных затрат.

Е.3.25 Задаваясь значением/в диапазоне 0,2+0,5 для принятого типа солнечного коллектора по графикам, приведенным на рисунке Е.13, определяют удельную площадь солнечного коллектора - , м2/(м3-еут) и годовую выработку теплоты одноконтурной гелиоустановкой q, МВт-ч/м2.

Е.3.26 Общая площадь солнечных коллекторов для базовой (одноконтурной) схемы , м2, определяется по формуле:

, (Е.3 7)

Е.3.27 Годовая выработка теплоты гелиоустановкой Q, МВт-ч, определяется:

, (Е.38)

Подбор промежуточного теплообменника для двухтрубной схемы УСГВ

Е.3.28 Расчетом теплообменника устанавливается площадь его теплопередачи, отнесенная к площади солнечных коллекторов и относительное увеличение площади солнечного коллектора , вызванное установкой теплообменника, по сравнению с одноконтурной системой.

Е.3.29 Задавшись значением коэффициента теплопередачи для скоростного теплообменника = 1000/2000Вт/(м2-К), по величине удельных стоимостей солнечного коллектора и теплообменника и , руб/м2, и коэффициенту полных теплопотерь коллектора ,Вт/(м2-К), находим термоэкономический параметр D, МВт-ч.

Е.3.30 По графику рисунка Е.14 определяется оптимальное значение эффективности теплообменника как функция D и отношение , где - удельный водяной эквивалент теплоносителя в коллекторе, Вт/(м2-К).

Е.3.31 Затем по графикам находится относительная площадь теплообменника (рисунок Е.15) и относительное увеличение площади солнечного коллектора (рисунок Е.16).

Рисунок Е.13 - Графики для определения удельной площади и годовой выработки теплоты: а) при температуре горячей воды 55°С; б) при температуре горячей воды 30°С

Рисунок Е.14 - График определения значения эффективности теплообменника

Умножением полученных значений на площадь одноконтурной системы АСК получаем расчетные величины площади теплообменника Ато и абсолютного приращения площади коллекторов в двухконтурной системе ААСК по сравнению с одноконтурной системой.

Е.3.32 Производится подбор теплообменника, компоновка его секций, тепловой расчет при равенстве расходов воды в контурах уточняется значение термоэкономического параметра D.

Если полученная величина заметно отличается от первоначально принятой, более чем на 5%, то расчет следует повторить.

Баки-аккумуляторы

Е.3.33 Объем водяных баков-аккумуляторов для насосных УСГВ определяется, исходя из 50+70 литров на 1 м2 солнечных коллекторов.

Е.3.34 Поверхность теплопередачи змеевиков емкостных водонагревателей-аккумуляторов должна быть подобрана на среднюю разность температур между греющей и нагреваемой средой, равной не более 5°С.

Е.3.35 Тепловые потери через все поверхности аккумуляторов не должны превышать 5%. Для этого внешняя поверхность баков покрывается тепловой изоляцией с термическим сопротивлением не менее 2,0 м2-К/Вт.

Насосы

Е.3.36 Циркуляционные насосы подбираются по расходу теплоносителя, G, кг/ч, который определяется по формуле:

, (Е.3.9)

где - удельный расход теплоносителя, равный 3 0+55 кг/(м2-ч).

В двухконтурных системах расходы теплоносителей в теплоприемном и теплопередающем контурах следует принимать равными.

Рисунок Е.15 - График определения относительной площади теплообменника

Рисунок Е.16 - Относительное увеличение площади солнечных коллекторов

Е.3.37 Потребляемая энергетическая мощность , кВт, циркуляционных насосов определяется по формуле:

, (Е.40)

где - потери давления в циркуляционном контуре, кПа;

- плотность теплоносителя в контуре, кг/м3;

- КПД циркуляционного насоса.

Е.3.38 Годовой расход электроэнергии, кВтч, на привод циркуляционных насосов определяется по формуле:

, (Е.41)

где - число часов работы циркуляционных насосов за год, принимаемое равным 2000 часов - для круглогодичных и 1500 часов - для сезонных УСГВ.

Е.4. Рекомендации по использовании в зданиях теплоты и холода грунта

Е.4.1 Грунтовый массив на глубине 1+2 м от поверхности земли обладает значительным потенциалом с точки зрения пассивного использования его теплоты для частичного подогрева наружного вентиляционного воздуха в холодный период года и его охлаждающей способности для снижения температуры приточного воздуха в летнее время.

Е.4.2 В таблице Е.2 представлены данные по среднемесячным температурам грунта для различных глубин от поверхности земли для Санкт-Петербурга, откуда следует, что на глубине более 0,8 м в холодные месяцы грунт имеет положительные температуры при средних температурах воздуха минус 5 °С.

В тёплый период года на этой же глубине температура грунта не превышает 10+11 °С при наружных температурах воздуха более 20 С.

Таблица Е.2

Средние месячные (за длительный период) температуры почвы и наружного воздуха для условий Санкт-Петербурга

Месяцы	Температура почвы, °С, на глубине от поверхности земли, м					Средняя месячная температура наружного воздуха, °С
	h = 0,2	h = 0,4	h = 0,8	h= 1,6	h = 3,2
Январь	-3,4	-2,4	1,3	5,1	7,1	-7,8
Февраль	-5,5	-4,5	-0,2	4,1	6,4	-7,8
Март	-3,2	-2,9	-0,9	3,3	5,8	-3,9
Апрель	-1,7	-0,1	-0,1	. 2,8	5,2	3,1
Май	7,6	5,6	2,8	3,5	4,9	9,8
Июнь	16,6	15,0	11,0	6,6	5,5	15,0
Июль	16,9	16,1	13,3	9,0	6,7	17,8
Август	15,2	14,8	13,1	10,1	7,7	16,0
Сентябрь	13,4	13,5	12,8	10,5	8,4	10,9
Октябрь	5,6	6,7	8,6	9,6	8,7	4,9
Ноябрь	0,3	2,2	5,2	7,8	8,3	-0,3
Декабрь	-1,5	-0,7	2,3	6,0	7,7	-5,0

Е.4.3 Использование энергетического потенциала грунта на нужды вентиляционных систем обеспечивается включением в их схемы грунтовых теплообменников (далее - ГТО), выполненных из пластиковых труб диаметром 50 мм и более и проложенных на глубине 1+1,5 м. от земной поверхности (рисунок Е.17).

Рисунок Е.17 - Принципиальная схема вентиляции здания с утилизацией теплоты грунта и вытяжного воздуха: 1 - пиковый догреватель; 2 - утилизатор теплоты; 3 - фильтр; 4 - грунтовый теплообменник; 5 - воздухозаборный оголовок

Е.4.4 Величина подогрева зависит от перепада температур грунта и воздуха, условий теплообмена в каналах и теплофизических свойств грунта, а также продолжительности периода охлаждения грунта.

Е.4.5 Для климатических условий Санкт-Петербурга при турбулентном режиме движения воздуха в трубах коэффициент теплопередачи от грунта к воздуху составляет около 6 Вт/м2- °С при продолжительности охлаждения грунта 1000 ч, порядка 4 Вт/м2-°С при 3000 ч.

Е.4.6 Для эффективного теплосъёма с ГТО (при КПД > 50%) поверхность теплопередачи труб следует принимать исходя из 4+6 м2на каждые 100 м3/ч наружного приточного воздуха. При диаметре труб 100 мм их требуемая длина составит 13+10 м.

Е.4.7 Наряду с энергосберегающим эффектом при использовании ГТО исключаются проблемы с конденсацией водяных паров и обмерзанием теплоутилизаторов по линии вытяжного воздуха при высоких КПД утилизации (более 75%).