Размещено на http://www.allbest.ru/

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

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 температури, 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. мі/год;

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

- газорегуляторні пункти (ГРП), продуктивністю від 1 до 30 тис. мі/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. мі/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.

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). 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 1.1. 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.

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

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.

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;

D_i- коефіцієнт Джоуля-Томсона;

p₁, p₂ - тиск відповідно на початку і кінці газопроводу;

l - довжина газопроводу;

g - прискорення вільного падіння;

Дz - різниця відміток по висоті кінцевої і початкової точок газопроводу;

Cp - теплоємність газу при постійному тиску;

K - коефіцієнт теплопередачі в навколишнє середовище;

D - діаметр газопроводу;

с - щільність газу;

Q - об'ємна витрата газу.

Для горизонтальних газопроводів формула спрощується і має вигляд:

.

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.

.

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.

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.

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. 2.2.

Малюнок 2.2. 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. 2.2 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.

2. Визначається оптимальний проміжний тиск між ступенями детандера: , при прийнятих умовах оптимальний тиск визначається з виразу .

3. 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.

4. Визначається температура газу на вході у ДГА першого ступеня: .

5. Визначається температура газу на виході з першої ступені ДГА:

6. Визначається потужність, що виробляється ДГА:

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.

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).

Цикл звичайної одноступеневої парокомпресійної холодильної машини представлений на мал. 3.1.

Малюнок 3.1 Цикл одноступеневої парокомпресійної холодильної машини (теплового насосу) в TS діаграмі

На мал. 3.1: 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. 3.1).

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)

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)

, (3.8)

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

Коефіцієнт видимих об'ємних втрат:

, (3.9)

де ?Р_ВС - депресія на вході до компресорів, можна прийняти ?Р_ВС=0,005 МПа; ?Р

_Н - депресія на нагнітанні, можна прийняти ?Р_Н=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)

, (3.13)

де з - загальний ККД.

з_i - індикаторний ККД компресора, що враховує відміну дійсного робочого процесу від теоретичного (ізоентропного) - відмінність процесів 1,2 та 1,2' на мал. 3.1; з_мех - механічний ККД компресора, що враховує втрати, викликані тертям; з_п - ККД передачі; з_д - ККД двигуна компресора.

Індикаторний ККД орієнтовно можна обчислити за емпіричними формулами:

(3.14)

При наближених розрахунках можна прийняти: з_мех = 0.85; з_п = 0.95; з_д = 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 Q_к - кількість теплоти для підігріву газу від початкової температури t_вх(на вході у підігрівач) до кінцевої t_вих(на виході з нього), Вт;

C_р- 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).

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, єС	-10.5	-10.5	-10.5	-10.5
tk, єС	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
еТЕОР	3.73	3.45	3.81	2.53
qk, Дж/кг	211430	243990	375660	241560
мТЕОР	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
лi	0.64158	0.73460	0.63260	0.244141
лw	0.80	0.80	0.80	0.80
л	0.51326	0.58768	0.50608	0.195313
Q0, кВт	977.362	961.187	981.948	888.349
зi	0.7737	0.7737	0.7737	0.7737

Для підвищення ефективності розглянутого теплового насосу в даному застосуванні можна розглянути кілька варіантів циклу з різними значеннями переохолодження рідкого холодоагенту після конденсатора (Дt_{переохол}=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 Дt_{переохол} = 42 °С, а для літнього - 29 °С, що відповідає Дt_{переохол} = 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 Дt_{переохол} = 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 Дt_{переохол}. 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

Дtпереох, °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
еТЕОР	3.17	3.49	3.68	3.81	4.12	4.18	4.62
qk, Дж/кг	325760	351070	365910	375660	399600	404310	438940
мТЕОР	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
еД	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.

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,

N_сумм = 6600 кВт.

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

перша ступінь: N₁ = 652.2 кВт,

друга ступінь: N₂ = 667.8 кВт,

N_сумм = 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:

N_ТН =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;

...