Дослідження роботи теплопостачальної сонячної установки з концентраторами сонячного випромінювання потужністю 15 кВт, для будинку розташованого у м. Одеса

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНА РОБОТА

Дослідження роботи теплопостачальної сонячної установки з концентраторами сонячного випромінювання потужністю 15 кВт, для будинку розташованого у м. Одеса

ЗМІСТ

Анотація

Реферат

ВСТУП

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1 Огляд існуючих схем гарячого водопостачання

1.2 Вибір гідравлічної схеми системи гарячого водопостачання

2. ДОСЛІДНИЦЬКА ЧАСТИНА

2.1 Розрахунок кліматичних характеристик

2.1.1 Щомісячний прихід енергії на 1 м2

2.1.2 Вибір кута установки геліоколектора

2.1.3 Перерахунок місячного приходу енергії для нахиленої поверхні

2.3 Розрахунок кількості сонячних колекторів

2.4 Розрахунок розширювального бака

2.5 Розрахунок відцентрового насосу

2.5.1 Розрахунок гідравлічних втрат першого контуру системи гарячого водопостачання

2.5.2 Розрахунок параметрів відцентрового насосу

2.5.3 Розрахунок спірального дифузора

2.6 Розрахунок бака акумулятора

2.7 Розрахунок теплообмінника

2.7.1 Розрахунок теплового напору теплообмінника

2.7.2 Розрахунок розмірів теплообмінника

2.8 Розрахунок газового догрівача

ВИСНОВКИ ДОСЛІДНИЦЬКОЇ ЧАСТИНИ

3. НАУКОВА ЧАСТИНА

3.1 Розрахунок плаского сонячного колектора з одним, двома та трьома шарами світлопрозорої ізоляції

3.1.1 Визначення геометричних параметрів пласких геліоколекторів

3.1.2 Визначення температур поверхонь СК

3.1.3 Втрати теплоти через тильну теплоізоляцію

3.1.4 Витрати теплоти через світлопрозору верхню теплоізоляцію

3.1.5 Визначення кількості поглинутої сонячним колектором енергії

3.1.6 Уточнення температури поглинальної пластини

3.1.7 Уточнення кількості поглинутої енергії

3.2 Розрахунок вакуумованого сонячного колектора

3.2.1 Розрахунок теплотехнічних характеристик солнячних колекторів з вакуумованими склопакетами

3.2.2 Розрахунок теплотехнічних характеристик трубчастих вакуумованих сонячних колекторів

3.3 Розрахунок сонячного колектора з концентраторами сонячного випромінювання

ВИСНОВКИ ДО НАУКОВОЇ ЧАСТИНИ

4. ОХОРОНА ПРАЦІ

4.1 Забезпечення безпечних умов праці при механічній обробці різанням

4.2 Природна вентиляція

4.3 Штучна вентиляція

4.4 Місцева вентиляція

4.5 Розрахунок загально обмінної штучної вентиляції

ВИКОРИСТАНА ЛІТЕРАТУРА

СПЕЦИФІКАЦІЇ

ДОДАТОК А

Анотація

У магістерській дипломній роботі розглядається можливість використання енергії сонячного випромінювання для теплопостачання будинку розташованого у м. Одеса потужністю 15кВт.

В холодний та перехідні періоди року від геліосистеми береться частина теплової енергії, частина від дублюючого джерела енергії. Для цього запропонована сонячна система з сонячними колекторами, тепловим акумулятором та дублюючим джерелом енергії. Система встановлюються на землі під кутом 60? до горизонту з південним напрямком.

У загальній частині зроблений огляд існуючих схем сонячного гарячого водопостачання і елементів цих схем; запропонована схема сонячної установки для гарячого водопостачання.

У дослідницькій частині виконаний розрахунок основних кліматичних характеристик; розраховано основні елементи геліосистеми, а саме зроблено розрахунок необхідної кількості сонячних колекторів, теплового акумулятора, розширювального бачка, відцентрового насоса, теплообмінників. водопостачання геліосистема колектор

Зроблено висновок про ефективність комплексної системи сонячного теплопостачання.

В науковій частині магістерської дипломної роботи проведений розрахунок пласких колекторів, з одним, двома, трьома шарами світлопрозорої теплоізоляції; запропоновано та розраховано кілька схем вакуумованих колекторів; виконано розрахунок сонячного колектора з концентраторами випромінювання, розглянуто кілька базових типів систем концентрації випромінювання. Зроблено висновки про ступінь довершеності сонячних колекторів, виявлено недоліки та переваги для кожного типу колекторів, надано пропозиції щодо їх використання.

Розроблені робочі складальні креслення основних вузлів сонячної системи теплопостачання (12 аркушів формату А1).

Реферат

Записка містить 122 сторінок м.д.р., 41 рисунків, 40 таблиць,
24 бібліографічних посилань, специфікації для креслень, 1 додаток.

Ключові слова: ВІДНОВЛЮВАНА ЕНЕРГЕТИКА, ГЕЛІОКОЛЕКТОР, СОНЯЧНИЙ КОЛЕКТОР, ГЕЛІОСИСТЕМА, ВІДНОВЛЮВАНІ ДЖЕРЕЛА ЕНЕРГІЇ, СОНЯЧНА ЕНЕРГІЯ, БАК АКУМУЛЯТОР, ТЕПЛООБМІННИК, ВІДЦЕНТРОВИЙ НАСОС, РОЗРАХУНОК, ПРОЕКТУВАННЯ, ТЕПЛОВИЙ ПОТІК, ТЕПЛОІЗОЛЯЦІЯ, ПЛАСКИЙ СОНЯЧНИЙ КОЛЕКТОР, КОНЦЕНТРАТОР, ВАКУУМОВАНИЙ КОЛЕКТОР.

Дана дипломна робота являє собою вибір та розрахунок елементів схеми для сонячного гарячого водопостачання, цілорічної дії.

Спроектовано схему сонячного гарячого водопостачання на основі досвіду проектувань подібних конструкцій. Розглянуті різноманітні принципові схеми. В результаті огляду було розроблено власну схему для роботи геліосистеми цілорічної дії з тепловими акумуляторами та дублюючим джерелом енергії.

Загальна частина роботи містить відомості щодо принципових схем подібних установок та аналіз запропонованої схеми.

В дослідницькій частині виконано розрахунок приходу сонячної енергії на 1 кв.м. поверхні геліоколектора. Вибрано оптимальний кут встановлення колектора для м. Одеса та при умові цілорічної дії системи. Приведено розрахунки всіх основних вузлів схеми: запірної арматури та розширювального бачка, баку оперативного розходу, баку акумулятора, теплообмінників, відцентрового насосу, газового догрівача. Обрано оптимальну товщину ізоляції баків акумуляторів, описано методику оптимізації товщини ізоляції.

Зроблено висновок про доцільність розробленої схеми та установки в цілому.

В науковій частині роботи надано результати розрахунків сонячних колекторів різних типів(плаского, з концентраторами, вакуумованого), проведено дослідження та виявлено шляхи удосконалення для кожного типу сонячних колекторів, проведений порівняльний аналіз між типами.

Розроблені робочі складальні креслення основних вузлів сонячної системи гарячого водопостачання.

ВСТУП

В світі щорічно зростають потреби в енергії, а кількість традиційного палива невпинно зменшується. Сонячна теплова енергія за цих обставин набуває все більшої зацікавленості громадськості. Отримання енергії від Сонця має низку переваг:

Сонячна енергія доступна в кожній точці нашої планети, розрізняючись по щільності потоку сонячного випромінювання не більше ніж в два рази. Тому вона приваблива для всіх країн, відповідаючи їх інтересам в напрямку енергетичної незалежності;

Сонячна радіація - це екологічно чисте джерело енергії, що дозволяє використовувати його у все більш зростаючих масштабах без негативного впливу на довкілля;

Сонячне випромінювання - це практично невичерпне джерело енергії, яке буде доступне через мільйони років.

Основними напрямами використання сонячній енергії вважаються:

Здобуття тепла шляхом прямої абсорбції сонячного випромінювання;

Перетворення сонячної радіації на електричну енергію.

Отримання тепла шляхом прямої абсорбції сонячного випромінювання являє собою найбільш простий, з боку технічної реалізації, спосіб використання сонячної енергії. Тепло, отримане в результаті прямої абсорбції сонячної радіації, використовується для нагрівання води, обігріву приміщень, охолодження приміщень, сушіння матеріалів та продуктів сільськогосподарського виробництва. Великий практичний інтерес до обігріву приміщень та отримання гарячої води, за рахунок сонячної радіації, обумовлений тим, що в промислово розвинутих країнах близько 30-40% виробленої енергії споживається на так зване низькотемпературне нагрівання (<100°С).

Отримання такого низькотемпературного тепла можна здійснити за допомогою пласких та вакуумних сонячних колекторів, що працюють за принципом тепличного ефекту. Фізична суть цього ефекту полягає в тому, що сонячне випромінювання, падаюче на поверхню сонячних колекторів, прозору для сонячних променів, практично без втрат проникає всередину та, потрапляючи на теплоприймач геліоколектора нагріває його, а процес розсіювання теплової енергії теплоприймача в сонячному колекторі мінімізований. Оскільки основна інтенсивність сонячного випромінювання в наземних умовах знаходиться в спектральному інтервалі 0,4 мкм -1,8 мкм, то як прозорий верхній шар використовується звичайне скло, що має коефіцієнт пропускання в цьому спектральному діапазоні до 95%. Розташований в нижній частині сонячного колектора (плаский) або всередині трубки (вакуумний) теплоприймач геліоколектора є абсорбуючим покриттям з коефіцієнтом поглинання сонячного випромінювання до 82-95%. Поглинаючи пряме сонячне випромінювання, це абсорбуюче покриття може нагріватися залежно від потужності падаючого сонячного випромінювання до 50-90°С. Нагріте до таких температур тіло випромінює теплову енергію, основна потужність якого знаходиться в інфрачервоному діапазоні.

Для спектрального діапазону, відповідного інфрачервоному випромінюванню, скло володіє низьким коефіцієнтом пропускання, а вакуум в вакуумних сонячних колекторах зводить це до нуля. Це й призводить до тепличного ефекту, що полягає в накопиченні енергії під склом і збільшенні температури теплоприймача до 160°С для плаского геліоколектора та 250°С для вакуумного геліоколектора у режимі стагнації (коли енергія не відводиться теплоносієм). У робочому режимі накопичене тепло витрачається на нагрів води, яка циркулює через геліосистему.

В середній смузі Європи в літній період продуктивність пласких колекторів може досягати 50- 60 літрів води, а вакуумних сонячних колекторах 70-90 літрів води, нагрітої до 60-70 °С із з кожного квадратного метра геліоколектора в день. ККД плаского сонячного колектора складає до 70% та залежить від температури довкілля, щільності потоку сонячної енергії і температури, до якої необхідно нагрівати воду в геліосистемі. ККД вакуумного сонячного колектора складає до 92% та залежить в основному від щільності потоку сонячної енергії і температури, до якої необхідно нагрівати воду в геліосистемі. Із зменшенням температури, до якої необхідно нагрівати воду, циркулюючу через геліоколектор, ККД сонячного колектора підвищується. Проте стандартна температура води, що нагрівається складає 50-60°С. Для сонячного колектора основною технічною характеристикою є об'єм води, нагрітої до заданої температури протягом світлового дня квадратним метром. Цей параметр залежить від пори року та географічного положення місця, в якому встановлюються геліоколектори. Ефективність сонячного колектора залежить від характеристик селективно-поглинаючого покриття, яке володіє властивістю добре поглинати видиму частину сонячного спектру та практично не випромінювати в інфрачервоної області спектру. Селективні покриття є одним з наукоємких елементів в конструкції геліоколектора.

Одним з основних економічних показників сонячного колектора, поряд з його вартістю, є надійність та довговічність. Термін служби геліоколектора складає не менше 10 років. У геліосистему отримання низькотемпературного тепла, також входять накопичувачі тепла (баки акумулятори), які в простому випадку є термоізольованими ємкостями (термоси) для зберігання гарячої води. Об'єм бака акумулятора та необхідна площа геліоколекторів, визначаються добовим споживанням тепла та середнім числом сонячних днів на рік в даній місцевості. Якщо сонячний колектор використовує не воду, а незамерзаючу рідину, то за допомогою теплообмінника в накопичувальному теплоізольованому баці та додаткового нагрівача (газ, електрика і тому подібне) можна протягом року економити до 50-60% енергії, необхідної для обігріву будинку та інших теплових домашніх потреб, що практично широко використовується в промислово-розвинених країнах. В цьому випадку сонячні колектори працюють цілий рік в автоматичному режимі, паралельно із звичайними паливними або електричними нагрівачами води. У геліосистемах для сушки матеріалів та продуктів сільського господарства в якості теплоносія використовується повітря.

На території України енергія сонячної радіації за один середньорічний світловий день складає в середньому 4 кВт за годину на 1 м2 (у літні дні - до 6 - 6,5 кВт на годину ) тобто близько 1,5 тисячі кВт·годин за рік на кожен квадратний метр. Це приблизно стільки ж, скільки в середній Європі, де використання сонячної енергії носить досить широкий характер.

Вище викладене дає підставу вважати, що на Україні існують всі необхідні та достатні умови для широкомасштабного впровадження геліоенергетики та сонячних колекторів для виробництва теплової енергії в народному господарстві.

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1 Огляд існуючих схем гарячого водопостачання

Розглянемо принципові конструкції поглинаючої панелі геліоколектора.

Каналами для теплоносія можуть бути найрізноманітніших конструкцій (рис.1.1).[1]:

Рисунок 1.1 - Конструкції поглинаючих панелей колекторів

а) стандартний панельний опалювальний радіатор;

б) панель з двох стальних листів - гофрованого і плоского;

в) прокатно-сварна алюмінієва панель;

г) регістр з труб із прикріпленим до них листом;

д) способи з'єднання металевого листа і труби;

е) регістр з труб з металевими пластинами, що розпирають;

ж) регістр з труб із поперечними ребрами;

з) регістр з труб із подовжніми ребрами

Самі геліоколектори виконують різних геометричних форм і принципових конструкцій. Основні напрямки вдосконалення геліоколекторів:

· використання більш простих конструкцій, пластмас, прокатних теплоприймальних панелей, заміна міді більш дешевим матеріалом;

· вдосконалення теплоізоляційних якостей геліоколекторів, встановлення поглинаючих пластин із селективними поверхнями, використання скла з більшими світлопропускними властивостями.

Геліосистеми проектують активного та пасивного типу.

Геліосистеми активного типу як правило містять у собі:

· колектор сонячної енергії;

· акумулятор теплоти;

· додаткове джерело енергії;

· теплообмінники;

· насоси чи вентилятори з електроприводом;

· трубопроводи з арматурою;

· пристрої автоматичного керування роботою системи.

У залежності від виду теплоносія, що циркулює в контурі колектора сонячної енергії, розрізняють рідинні і повітряні геліосистеми теплопостачання.

У рідинних геліосистемах теплоносіями найчастіше є незамерзаючі рідини (антифризи), недоліком яких у ряді випадків можна вважати підвищену корозійну активність стосовно конструкційних матеріалів і токсичність. Використання повітря як теплоносія виключає проблеми корозії, замерзання і токсичності, однак значно знижує теплову ефективність систем через низькі значення коефіцієнтів теплопровідності і теплопередачі повітря в порівнянні з водою.

Перевагою активних геліосистем є легкість інтегрування систем з будинком і традиційними системами теплопостачання, а також можливість автоматичного керування роботою системи. Недоліком цих систем є велика вартість і не завжди висока надійність устаткування.

Активні геліосистеми по своєму технічному рівні й економічних показниках можуть значно розрізнятися, наприклад та сама геліосистема у залежності від якості її окремих вузлів і проектного виконання може відрізнятися від вихідної за економічними показниками в 1...3 рази.

Найбільш широке поширення одержали активні геліосистеми для гарячого водопостачання. Принципові схеми таких геліосистем показані на рис. 1.2. [2]

Активні системи гарячого водопостачання з примусовою циркуляцією теплоносія відрізняються від пасивних геліосистем наявністю циркуляційного насоса і використанням автоматичних датчиків температури й інших контрольно-вимірювальних приладів. Бак-акумулятор, як і насоси, може бути розташований по висоті на будь-якому рівні щодо колектора сонячної енергії, що полегшує контроль за роботою устаткування, і, крім того, відпадає необхідність установки важких водяних баків-акумуляторів вище рівня сонячних колекторів на даху будинку. Двоконтурна схема нагрівання води (рис. 1.2, б) дозволяє використовувати антифриз у першому контурі й експлуатувати геліосистему гарячого водопостачання в холодні періоди.

Рисунок 1.2 - Принципові схеми активних систем сонячного гарячого водопостачання

а - геліосистема проточного типу: 1 - колектор сонячної енергії; 2 - вентиль регулювання температури води; 3 - бак-акумулятор; 4 - додатковий електричний нагрівач; 5 - вихід гарячої води; 6 - душ;

б - геліосистема із примусовою циркуляцією води (двоконтурна); 1 - колектор сонячної енергії; 2 - датчик різниці температур; 3 - розширювальний бак; 4 - вихід гарячої води; 5 - акумуляторний бак; 6 - колекторний насос; 7 - подача води;

Для одноповерхових будинків, водопостачання яких забезпечується міською водогінною мережею, доцільно використовувати безнасосну систему гарячого водопостачання за схемою, широко застосовуваної у Японії (рис. 1.3). [2]

Перевагою цієї схеми є відсутність циркуляційних насосів, для привода яких необхідна електроенергія. Недолік системи - це скрутне розміщення вище рівня колектора сонячної енергії бака-акумулятора, маса якого звичайно дорівнює від 200 до 500 кг.

Рисунок 1.3 - Схема системи гарячого водопостачання одноповерхового житлового будинку

1 - бак-акумулятор; 2 - колектор сонячної енергії з природною циркуляцією води; 3 - трубопровід подачі води з водопроводу; 4 - трубопровід подачі нагрітої води з бака-акумулятора; 5 - газовий водопідігрівач; 6 - датчик-регулятор температури; 7 - подача води від сонячного колектора, минаючи газовий водопідігрівач; 8 - кухня; 9 - ванна.

Геліосистеми гарячого водопостачання з примусовою циркуляцією води найчастіше бувають трьох видів:

· система з безпосереднім нагріванням і використанням бака-акумулятора з відкритим відбором води;

· аналогічна система з закритим відбором води;

· система з опосередкованим (двоконтурним) нагріванням і використанням бака-акумулятора з закритим відбором води.

Перша з цих систем (рис. 1.4) обладнана баком-акумулятором, що сполучений з навколишнім середовищем і розташований нижче рівня сонячного колектора. Вода з акумуляторного бака подається колекторним насосом 5 нагору, проходить через колектор, нагрівається сонячним випромінюванням і повертається в бак-акумулятор. Ця система відрізняється високою ефективністю, однак має і недоліки: для неї потрібні потужні насоси - колекторний і гарячої води. Крім того, для запобігання замерзання води при низьких температурах необхідно забезпечувати злив води із системи. Для зливу води у верхній точці колектора встановлюється повітряний клапан. Тому місце установки акумуляторного бака обмежується цим.

Рисунок 1.4 - Схема геліосистеми гарячого водопостачання з безпосереднім нагріванням і використанням бака-акумулятора з відкритим відбором води

1 - колектор сонячної енергії; 2 - повітряний клапан; 3 - акумуляторний бак з відкритим відбором води; 4 - подача питної води; 5 - колекторний насос; 6 - насос гарячої води; 7 - електричний підігрівник; 8 - кухня; 9 - ванна

Рисунок 1.5 - Схема геліосистеми безпосереднього нагрівання з використанням акумуляторного бака з закритим відбором води

1 - колектор; 2 - повітряний клапан; 3 - бак-акумулятор (сполучений з підігрівником); 4 - колекторний насос; 5 - електричний нагрівач; 6 - подача питної води; 7 - кухня; 8 - ванна; 9 - злив води.

У системі безпосереднього нагрівання з використанням акумуляторного бака з закритим відбором води (рис. 1.5) бак не сполучений з атмосферою. Особливістю цієї системи є сполучення бака-акумулятора з електричним водопідігрівачем в одному агрегаті і порівняно невисока необхідна потужність колекторного насоса при відсутності спеціального насоса гарячої води. Недоліком системи є небезпека замерзання води, як і в попередній схемі на рис. 1.4. При зниженні температури зовнішнього повітря автоматично перекривається електромагнітний клапан, що йде від акумуляторного бака, і відкривається електромагнітний клапан, що зливає воду з колекторної частини.

Двоконтурна система нагрівання з закритим відбором води представлена на рис. 1.6. У даній схемі внаслідок двухконтурності передачі теплоти і зв'язаних з цим збільшенням тепловтрат ефективність перетворення сонячного випромінювання в теплоту виявляється нижче, ніж у попередніх одноконтурних системах. Основною перевагою системи є можливість роботи при низьких температурах зовнішнього повітря. У показаній на рис. 1.6 схемі додатковим джерелом теплоти для підігріву повітря є окремий електричний водопідігрівач, однак немає ніяких причин, що перешкоджають установці електричних нагрівальних елементів у баці-акумуляторі, як це показано на рис. 1.5. Звичайно прийнято вважати, що розчин антифризу в геліосистемах зберігає свою працездатність протягом 3...5 років.

Рисунок 1.6 - Схема системи опосередкованого нагрівання (двохконтурна) з використанням бака-акумулятора з закритим відбором води

1 - колектор; 2 - розширювальний бак для антифризу; 3 - акумуляторний бак із закритим відбором води; 4 - колекторний насос; 5 - подача води; 6 - електричний водонагрівач; 7 - кухня; 8 - ванна.

В даний час пропонується багато різних геліосистем гарячого водопостачання активного типу. У кожної з них є свої переваги і недоліки. Тому при виборі системи варто виходити з потреб конкретного домогосподарства з урахуванням вартості основного устаткування і надійності його роботи.

1.2 Вибір гідравлічної схеми системи гарячого водопостачання

Для даного дипломного проекту була спроектована двоконтурна схема гарячого водопостачання, в першому контурі циркулює теплоносій на основі пропіленгліколю, що виключає можливість замерзання навіть в найсуворіші періоди зими.



Рисунок - 1.7. Двоконтурна система гарячого водопостачання з примусовою циркуляцією

1 - сонячний колектор; 2 - триходовий автоматичний вентиль; 3 - БОР (бак оперативного розходу); 4 - теплообмінник БОР; 5 - БА (бак-акумулятор); 6 - теплообмінник БА; 7 - автоматичний вентиль; 8 - циркуляційний насос теплоносія; 9 - автоматичний догрівач; 10 - термостатичний змішувач системи ГВП; 11 - зливний вентиль; 12 - розповітрювач; 13 - розширювальній бачок.

В спроектованій схемі геліоустановки пропонується паралельне підключення колекторів, що спрощує монтаж, скорочує довжину трубопроводів та зменшує сумарний гідравлічний опір системи. Теплоносій подається у колектори по схемі підключення знизу-вверх, що забезпечує більш рівномірний прогрів теплоносія вздовж колектора.

Бак оперативного розходу має меншу (порівняно з БА) емність та прогрівається першочергово, що дозволяє підігрівати воду від сонячних колекторів у зимову пору до більш високих температур. Бак акумулятор має ємність достатню для запасання теплової енергії необхідної на споживання впродовж 2-3 днів.

В системі запропоноване використання насосу (8) з регулюємим розходом теплоносія, що значно підвищує ефективну температуру теплоносія в дні з малою щільністю потоку сонячної радіації.

Для цілорічної безвідмовної дії системи до неї входять розповітрувач контуру теплоносія (12) та розширювальний бачок (13).

Керування роботою контуру теплоносія виконує система автоматичного управління(САУ). В залежності від показань температури на термопарах Т1 та Т2 приймається рішення щодо перемикання автоматичних вентилів (2) та (7).

Робота САУ:

Якщо Т1 > Т2 триходовий вентиль (2) перемикає розход теплоносія на теплові акумулятори, вентиль (7) - відкрито; БОР та БА заряджаються тепловою енергією, циркуляційний насос (8) працює на основному режимі.

Якщо Т1< Т2 триходовий вентиль (2) перемикає розход теплоносія в обхід теплових акумуляторів, щоб не «вимивати» з них теплову енергію, вентиль (7) - закривається. Насос (8) - переходить в роботу на економічному режимі з мінімальним розходом теплоносія.

Якщо температура води після виходу з бака-акумулятора не достатня для використання в системі гарячого водо-забезпечення, автоматично вмикається додатковий догрівач (9). При надто високій температурі гарячої води оптимальна температура досягається у змішувачі (10).

2. ДОСЛІДНИЦЬКА ЧАСТИНА

2.1 Розрахунок кліматичних характеристик

Місто Одеса знаходиться у південній частині Україні на березі Чорного моря, чим обумовлений клімат міста. Клімат помірно-континентальний з м'якою зимою та спекотним літом. Середньорічна температура повітря становить 10,1 °С, найнижча вона у січні (мінус 1,7 °С), найвища - в липні (21,4 °С)[3].

Рисунок 2.1 - Зміни середньорічної температури повітря в Одесі за період з кінця XIX ст.

Рисунок 2.2 - Середньомісячна температура повітря: ліві стовпчики - у 1961-1990 рр., праві - в 1991-2007 рр.

В останні 100-120 років температура повітря в Одесі, так само як і в цілому на Землі, має тенденцію до підвищення. Протягом цього періоду середньорічна температура повітря підвищилася щонайменше на 1,0 °С.

Найтеплішим за всю історію спостережень виявився 2007 р. Більшим у цілому є підвищення температури в першу половину року.

В табл. 2.1, приведені основні кліматичні характеристики м. Одеса цp = 47? ПН.Ш [3,4].

Таблиця 2.1 - Основні кліматичні характеристики м. Одеса

Місяці	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
середня денна температура, °С	-1,7	-1,0	2,6	9,0	15,1	19,4	21,4	21,2	17,1	11,1	5,9	1,4
амплітуда коливання температури, °С	5	5	5	8	10	9	9	10	11	7	3	3
тривалість світового дня, год.	8,76	10,35	11,8	13,6	15,17	16,0	15,66	14,4	12,63	10,93	9,30	8,40
коефіцієнт сонячного випромінювання	0,18	0,24	0,39	0,45	0,55	0,61	0,67	0,71	0,61	0,47	0,29	0,18
швидкість повітряних мас, м/с	4,6	4,6	4,3	3,8	3,4	3,2	3,2	3,3	3,4	3,9	4,3	4,3

Температуру зовнішнього повітря для і-тої години j-того місяця можна визначити за формулою[4]:

tij = tj + 0,5 ki Aj(2.1)

е tj - середньодобова температура повітря j-того місяця, °С;

Aj - середньодобова амплітуда коливань температури у j-тому місяці, °С;

ki - коефіцієнт перерахунку для і-тої години (табл. 2. 2) та на (рис. 2.3).

Таблиця 2.2

	Години
	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
Кі	0	0,26	0,5	0,71	0,87	0,97	1	1	0,97	0,87

Рисунок 2.3 - Графік залежності амплітуди коливання температури від часу

Розрахунок установки гарячого водопостачання виконується за годинними сумами прямої та розсіяної сонячної радіації та температурою зовнішнього повітря. Інформація на цю тему наведена в [4].

В атласі [3] приведена інформація про інтенсивність сонячної радіації при безхмарному небі. Перерахуємо відомі довідкові дані для м. Київ 50,5? пн.ш., для Одеси із широтою 47? пн.ш.

Перерахунок будемо вести за лінійною емпіричною залежністю для горизонтальної поверхні[5]:

(2.2)

де Емр - максимальне розрахункове значення інтенсивності сонячної радіації, (Вт/м2);

Емб - базова інтенсивність сонячної радіації в м. Києві, (Вт/м2);

цб = 50,5?- широта м. Києва (базова);

цр = 47? - розрахункова широта.

З урахуванням того, що широти цр та цб відомі, то рівняння (2.2) можна переписати у вигляді:

(2.3)

Дані базової інтенсивності сонячної радіації для 11-12 годин дня, приведені в табл. 2.3[3].

Таблиця 2.3 - Базова інтенсивність сонячної радіації для 11-12 годин дня

Місяці	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Емб, Вт/м2	315	490	655	765	865	880	845	785	675	510	355	280

За формулою 2.3 розраховуємо значення потужності сонячної радіації:

Для 1 місяця: ;

Для наступних місяців розрахунок проводиться аналогічно, результати розрахунку зведено до табл. 2.4.

Таблиця 2.4 - Інтенсивність сонячної радіації в м. Одеса

Місяці	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Емр, Вт/м2	341,46	531,16	710,02	829,26	937,66	953,92	915,98	850,94	731,7	552,84	384,82	303,52

2.1.1 Щомісячний прихід енергії на 1 м2

Для обчислення щомісячного приходу енергії на 1 м2 використовується емпірична формула[5]:

де Емр - максимальне розрахункове значення інтенсивності сонячної радіації, Дж/(м2міс). (з табл. 2.4)

фс - тривалість світового дня, год. (з табл. 2.1)

шс - коефіцієнт сонячного випромінювання. (з табл. 2.1)

nміс- кількість днів у місяці.

Щомісячний приход енергії на 1 м2, горизонтальної поверхні визначаємо за формулою 2.4.

1 місяць:

Для наступних місяців розрахунок проводиться аналогічно, результати розрахунку наведено у табл. 2.5.

Таблиця 2.5 - Щомісячний прихід енергії на 1 м2, горизонтальної поверхні

Місяці	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Емр, , Вт/м2	341,5	531,2	710,0	829,3	937,7	953,9	916,0	850,9	731,7	552,8	384,8	303,5
фс, год	8,76	10,35	11,8	13,6	15,17	16	15,66	14,4	12,63	10,93	9,3	8,4
шс	0,18	0,24	0,39	0,45	0,55	0,61	0,67	0,71	0,61	0,47	0,29	0,18
nміс, шт	31	28	31	30	31	30	31	31	30	31	30	31
Еміс, 108Дж/ (м2 день)	0,383	0,847	2,322	3,490	5,559	6,402	6,829	6,182	3,877	2,018	0,714	0,326

Прихід енергії на 1 м2 горизонтальної поверхні протягом всього року дорівнює:

2.1.2 Вибір кута установки геліоколектора

Кут схилення визначається за приблизною формулою Купера [5,6]:



де n - порядковий номер дня в році;

1 місяць:

Для наступних місяців розрахунок проводиться аналогічно. Значення дс наведені в табл. 2.6, та на рис. 2.4.

Таблиця 2.6 - Кут схилення Сонця

Місяці	1	2	3	4	5	6
дс, град	-21,27	-13,29	-2,82	9,41	18,79	23,31
Місяці	7	8	9	10	11	12
дс, град	21,52	13,78	2,22	-9,60	319,00	-23,34

Рисунок 2.4 - Кут схилення Сонця

Для забезпечення найліпших умов поглинання енергії сонячним колектором при цілорічному використанні, його поглинальна поверхня має бути орієнтована строго на південь із нахилом вопт, що дорівнює[7]:

вопт = цр - дс



Рисунок 2.5 - Оптимальний кут встановлення колекторів

Остаточно із врахуванням рекомендацій, та для забезпечення максимальної щільності теплового потоку на поверхню колектора у перехідний період (березень-квітень та жовтень-листопад) приймемо в = 60?.

2.1.3 Перерахунок місячного приходу енергії для нахиленої поверхні

Використовуючи кут схилення Сонця та широту регіону, можна знайти кут заходу (сходу) Сонця для горизонтальної поверхні.

Кут щзгп являє собою кут між південним напрямком та напрямком заходу Сонця. щзгп розраховується за формулою[5,7]:

1 місяць:

Результати розрахунку щзгп за місяцями зведено до табл. 2.7

Таблиця 2.7 - Кут між південним напрямком та напрямком заходу Сонця

Місяці	1	2	3	4	5	6
щзгп, град	65,33	75,33	86,98	100,24	111,40	117,53
Місяці	7	8	9	10	11	12
щзгп, град	115,01	105,25	92,38	79,55	68,14	62,45

Кут заходу Сонця для нахиленої поверхні підраховується за формулою:

1 місяць: град

Результати розрахунку щзнп за місяцями зведено до табл. 2.8

Таблиця 2.8 - Кут між південним напрямком та напрямком заходу Сонця, для нахиленої поверхні

Місяці	1	2	3	4	5	6
щзнп, град	95,16	93,13	90,65	87,81	85,50	84,29
Місяці	7	8	9	10	11	12
щзнп, град	84,78	86,76	89,49	92,24	94,60	95,72

Коефіцієнт Хпр, враховуючий вплив кута установки нахиленої поверхні в на добове сприйняття прямої радіації, можна визначити як:

Якщо кут установки нахиленої поверхні в приблизно дорівнює широті місцевості цр , а щзнп приблизно 90?, після спрощень можна отримати:

Для нашого випадку в =60о, а широта місцевості цр = 47о, тому розрахунок буде проводитись за розширеною формулою (2.9).

1 місяць:

Результат розрахунку коефіцієнта Хпр, враховуючого вплив кута установки нахиленої поверхні в на добове сприйняття прямої радіації протягом року наведений в табл. 2.9.

Таблиця 2.9 - Коефіцієнт Хпр

місяці	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Xпр	5,40	2,65	1,59	1,06	0,82	0,72	0,76	0,93	1,32	2,15	4,22	7,47

Важливою характеристикою радіаційного режиму є відношення дифузійної складової до сумарної радіації

.

Як показують спостереження це відношення в межах України від широти місцевості практично не залежить і при ясному небі є достатньо сталою величиною. В зимні місяці можна приймати шдиф = 0,21.

Значний вплив на значення шдиф має хмарність. Так, при середній хмарності взимку частка дифузійної складової коливається в межах , а влітку . Через невизначеність зміни у хмарну погоду доцільно обчислити потужність сонячної радіації при ясному небі, а вплив хмарності і прозорості атмосфери урахувати за допомогою коефіцієнту сонячного сяйва . Під коефіцієнтом сонячного сяйва розуміють відношення сонячного сяйва при даних умовах до можливого.

Частина падаючої сонячної радіації Е1 відбивається від поверхні Землі. Відношення характеризує відбивну здатність підстилаючої поверхні і носить назву альбедо Землі. В літні місяці альбедо Землі достатньо стале і його значення коливається в межах . В зимові місяці при голому грунті , а при сніговому покрові може досягати значення 0.89. В теплотехнічних розрахунках приймають влітку Iа = 0,2, а взимку Iа = 0,7.[7]

Коефіцієнт перерахунку кількості сонячної енергії з горизонтальної поверхні на похилу поверхню Хі сонячного колектора дорівнює сумі трьох складників відповідних прямому, розсіяному та відбитому сонячному випромінюванню:

де шдиф- середньомісячна денна кількість розсіяного сонячного випромінювання

Iа- коефіцієнт відбиття поверхні землі й навколишніх тіл (альбедо)

шдиф = 0,21 - для всього року;

Iа = 0,7 - для зими; 0,2 - для літа;

1 місяць: .

Для наступних місяців коефіцієнт Хі визначається аналогічно, результати розрахунків зведено до табл. 2.10

Таблиця 2.10 - Коефіцієнт перерахунку кількості сонячної енергії

Міс.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Х	4,602	2,423	1,586	1,167	0,977	0,904	0,932	1,070	1,378	2,027	3,668	6,230

Кінцеву середньомісячну потужність сонячної радіації Енп, що приходе на нахилену поверхню обчислюють за формулою:



де Еміс- щомісячний прихід сонячної енергії на 1 м2, Дж/(м2·міс).

Значення Еміс (з табл. 2.5)

1 місяць: .

Значення Енп для всього року приведені в табл. 2.11 та на рис 2.6.

Таблиця 2.11 - Середньомісячна потужність сонячної радіації

Міс.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Енп, 108Дж/ (м2 міс)	1,761	2,052	3,683	4,074	5,429	5,790	6,365	6,615	5,340	4,091	2,618	2,032

Рисунок 2.6 - Графік середньомісячної потужності сонячної радіації

Кількість енергії, що приходить на 1 м2 нахиленої поверхні за рік:

2.2 Вибір теплоносія для системи сонячного теплопостачання

В якості теплоносія для системи сонячного теплопостачання будемо використовувати водний розчин пропіленгліколю.

Теплоносії на основі водного розчину пропіленгліколю широко використовуються в різних галузях промисловості в якості теплоносіїв (антифризів, холодоносіїв), в системах опалення, вентиляції, кондиціювання житлових будинків і громадських будівель, в системах охолодження харчових виробництв, а також в теплообмінному обладнанні в інтервалі температур від -60 ° С до +110 ° С.

Теплоносії, виготовлені на основі пропіленгліколю, є нетоксичними та екологічно безпечними. Пропіленгліколь є харчовою добавкою (Е 1520).Випадкові протікання теплоносія не представляють токсикологічної та екологічної небезпеки для людини, що знаходиться в цьому приміщенні і для навколишнього середовища. Незважаючи на більш високу в'язкість, теплоносії на основі пропіленгліколю володіють "змащувальні ефектом", що знижує гідродинамічний опір (до 25%) і поліпшує умови роботи насосів у вторинному контурі. Теплоносій стабільний, при експлуатації в робочому інтервалі температур, тривало не розкладається і не окислюється. Пропіленгліколь сприяє видаленню з внутрішніх поверхонь теплообмінного обладнання органічних та неорганічних відкладень, накипу. У випадку аварійного тривалого відключення системи в зимовий період низькозамерзаючі теплоносії дозволяють зберегти працездатність інженерних комунікацій при температурі навколишнього середовища до мінус 60 С. [11]

Таблиця 2.12- Основні характеристики теплоносіїв марок ХНТ

Марка теплоносія	температура початку кристалізації, С	температура кипіння, С	густина, кг/м3*	темлоємність, Дж/(кг·К)*	Теплопровідність, Вт/(м·К)*	Динамічна в'язкість , мПа·с*
ХНТ-20	-20	98	1032	3770	0.400	4.3
ХНТ-30	-30	102	1037	3615	0.368	6.00
ХНТ-50	-50	106	1044	3390	0.320	9.5
ХНТ-60	-60	108	1053	3200	0.290	14

* Примітка: значення приведені для температури + 20 С

Для даного дипломного проекту враховуючи кліматичні особливості та режими роботи геліосистеми було обрано холодоносій марки ХНТ-30.

2.3 Розрахунок кількості сонячних колекторів

Необхідну площу геліоколекторів Fгк можна визначити за формулою:

де Qміс - місячна потреба в тепловій енергії;

з - ефективність геліосистеми.

Qміс =15кВт*3600*24 = 1,296 (МДж/день)

Використовуючи досвід проектування подібних установок задамося

з = 0,5

Для розрахункового місяця квітня:

м2.

Результат розрахунку за формулою (2.14) за місяцями зображено на Рис. 2.7



Рисунок 2.7- Площа необхідного геліоколекторного поля за місяцями

Як видно з рисунку 2.7 доцільно забезпечувати споживачів гарячою водою не цілорічно, а лише в період в квітня по жовтень. Тим самим забезпечуючи мінімальні капітальні втрати на впровадження системи гарячого водопостачання. В зимові місяці та в міжсезоння догрів води забезпечується дублюючим джерелом енергії.

Нехай ефективна ширина колектора становитиме 1 м, а довжина 1,6м, тоді

Кількість геліоколекторів заданого типу:

2.4 Розрахунок розширювального бака

В двоконтурній системі сонячного гарячого водопостачання одним із елементів є розширювальний бак.

Необхідність встановлення в системі розширювального бака викликана особливістю двоконтурної системи. В першому контурі геліосистеми через геліоколектори проходе теплоносій. Також в системі може знаходиться повітря. Видалення повітря з системи та компенсацію термічного розширення теплоносія виконує розширювальний бак. Коли насос нагнітає воду в геліоколектор повітря витісняється в розширювальний бак, який з'єднаний з навколишнім середовищем.

Для проектування системи виникає необхідність знаходження об'єму розширювального бака. Цей об'єм, зазвичай складає близько 10-15% теплоносія першого контуру геліосистеми.

Об'єм одного теплоприймального елемента дорівнює:

де nтр - кількість трубок з теплоносієм у колекторі, шт

dтр.гк - діаметр трубок з теплоносієм у колекторі, м

Об'єм всіх теплоприймальних елементів дорівнює:

Для визначення об'єму трубопроводів необхідно знати діаметр труб. Цей діаметр повинен оптимальним за економічним показником і величиною гідравлічних втрат в системі. Витрата теплоносія через насос складає

кг/с.

Виберемо трубу з зовнішнім діаметром 42,3 мм, та товщиною стінки 2,8 мм, за ГОСТ 3262-75. Внутрішній діаметр труби

dвн = 42,3 - 2,8*2 = 36,7 мм

Враховуючи максимальні граничні відхилення розмірів -1%, по ГОСТ 3262-75, остаточно:

d = 36,7 - 42,3*0,01 = 36,3 мм

швидкість руху теплоносія через трубопровід складає:

.

швидкість теплоносія у геліоколекторі

По попередній оцінці довжина водопроводів першого контуру складає 70 м.

Отже об'єм трубопроводів дорівнює:

Крім того, в системі знаходяться насос і теплообмінник. Об'єм теплоносія в першому контурі складає:

м3

Об'єм розширювального бака повинен бути достатнім для компенсації температурного розширення теплоносія; обираємо об'єм розширювального бака рівним:

м3.

Такий об'єм розширювального баку дозволяє компенсувати температурні розширення теплоносія до п'яти відсотків.

Розміри розширювального бака:

діаметр - 0,28 м;

висота - 0,34 м;

Тоді остаточно об'єм бака:

Для зменшення теплових втрат з розширювального бака по його поверхні встановлюється теплова ізоляція - пінополіуретан товщиною 30мм.

2.5 Розрахунок відцентрового насосу

2.5.1 Розрахунок гідравлічних втрат першого контуру системи гарячого водопостачання

Для розрахунку відцентрового насосу в першому контурі системи необхідне значення витрати теплоносія і значення напору.

Витрата теплоносія визначається по енергії, яка надходить на теплоприймальний елемент геліоколектора і температур на вході і виході з геліоколектора .

Gтн = 6,0 кг/с

Для розрахунку необхідного напору насосу необхідно визначити гідравлічні втрати в першому контурі.

Гідравлічні опір першого контуру має такі складові:

· опір в геліоколекторі,

· опір в трубопроводах,

· опір в теплообміннику,

· опір на поворотах труби, в місцях розширення і звуження.

Гідравлічний опір геліоколектора визначається експериментально і складає 0,150,2 м.

Для визначення гідравлічних втрат в трубопроводах знайдемо швидкість руху теплоносія і число Рейнольдса.

де - кінематична в'язкість теплоносія при 50?С [11, 13].

При турбулентній течії теплоносія коефіцієнт втрат на тертя визначається відповідно до відношення d/k [12], де k - абсолютна шорсткість труби, задамо k =10-4, тоді:

Для гідравлічно-гладких труб л лежить у діапазоні , для гідравлічно-шорстких , у нашому випадку труби гідравлічно-гладкі, тоді формула для обчислення коефіцієнту гідравлічних втрат на тертя, слід визначати за формулою Альтшуля[12]:

Гідравлічні втрати на тертя визначаються за формулою Дарсі-Вейсбаха:

де vср - середня швидкість теплоносія по перетину труби

l - довжина всіх трубопроводів, наближено приймемо 70 м.

Втрати на місцевих опорах обчислюються за формулою Вейсбаха[12]:



Враховуючи що знаходиться в межах 0…1, та більшість місцевих опорів (повороти, звуження розширення вентилі, та ін..) розташовані паралельно, враховуючи кількість опорів до 20, можна наближено обчислити.

Гідравлічний опір теплообмінника складає близько 0,25 м.

Повний гідравлічний опір першого контуру, з урахуванням того, що крайня верхня точка контуру знаходиться на висоті 4 м від насосу (насос встановлено у підвальному приміщені), складає:

Насос буде працювати також при нижчих температурах теплоносія, коли в'язкість теплоносія більша, а від так і більші втрати напору вдовж всього контуру. Остаточно для розрахунку насосу приймаємо значення напору Н=60м.

2.5.2 Розрахунок параметрів відцентрового насосу

Початкові дані:

Gн = 6,0 кг/с - витрата через насос;

Н = 60 м - необхідний напір насосу;

n = 2800 об/хв. - частота обертання;

стн = 1037 кг/м3 (см. табл. 2.12)

Визначимо об'ємну витрату теплоносія:

 м3/с

Визначаємо коефіцієнт швидкохідності:

Визначаємо коефіцієнт корисної дії насосу:

приймаємо

Визначаємо потужність насосу

де - густина теплоносія протікаючого через насос

Максимальне значення потужності насосу:

Визначення діаметра валу:

- момент на валу

Визначення діаметра втулки:

Визначаємо витрату рідини через колесо:

Визначаємо швидкість рідини на вході в колесо:

Діаметр входу в колесо:



Визначення середнього діаметру вхідної кромки лопаток:

Визначення висоти лопатки на вході b1

К1 = 1,1...1,15 - коефіцієнт загромадження вхідного перерізу.

Визначаємо швидкість (колову):

де

Тоді дорівнює:

Визначення кута:

Задаємо кут атаки і = 8?

Тоді кут установки лопатки дорівнює:

Визначення теоретичного напору:

Вважаємо, що Vu2 =1. Тоді

Діаметр на виході з колеса дорівнює:

Визначаємо меридіональну швидкість на виході:

Задамось кутом установки лопатки на виході:

Визначаємо число лопаток:

Вибираємо z = 9

Визначення теоретичного напору при нескінченому числі лопаток:

де

Тоді теоретичний напір дорівнює:

Уточнюємо :

Визначення уточненого діаметра вихідної кромки лопаток:

Визначення висоти лопатки в меридіональному перерізі на виході з колеса:

2.5.3 Розрахунок спірального дифузора

Визначаємо початковий радіус відводу:

Визначаємо ширину b3:

Вибираємо форму поперечного перерізу спірального дифузора -прямокутник.

Визначаємо кінцеву площу перерізу дифузора:



Визначаємо максимальну висоту дифузора:

Радіус спіралі визначається:

де ц - кут в радіанах, що визначає положення радіусу спірального дифузору

де , оберемо б = 5?

тоді

Визначення діаметра входу в конічний відвід:

Визначення діаметру виходу з конічного відводу

довжина відводу

Тоді діаметр виходу з конічного дифузора дорівнює:

Визначення швидкості на виході з відводу:

Таблиця 2.13 - Радіус спірального дифузору

ц, рад	Rc, м
0	0,1176
р/2	0,1256
р	0,1341
3р/2	0,1432
2 р	0,1530

2.6 Розрахунок бака акумулятора

Теплові акумулятори в складі систем гарячого водозабезпечення одночасно виконують роль і накопичувачів гарячої води. Це дозволяє забезпечувати споживача гарячою водою за будь-яким графіком незалежно від циклу надходження сонячної енергії. Так теплові акумулятори повинні задовольняти низку вимог: видавати воду при незмінній температурі, мати високий коефіцієнт корисної дії, простоту і надійність експлуатації, довговічність і дешевизну та інші. Задовольнити всі ці вимоги одночасно практично не вдається. Найбільш важливими властивостями ТА вважається високий коефіцієнт корисної дії та довговічність експлуатації[7].

Здатність теплового акумулятора зберігати температуру накопиченої води забезпечується застосуванням пасивного теплозахисту. Для цього поверхню акумулятора покривають шаром теплоізоляційних матеріалів. Метод розрахунку втрат через теплову ізоляцію базується на рівняннях стаціонарної теплопровідності. Як правило теплові акумулятори виготовляють у вигляді паралелепіпеда, циліндра, або кулі. Для баків що мають такі форми можна записати єдину формулу[13]

де - Fіз розрахункова площа теплоізоляційного шару, м2;

tак - середньомасова температура води в баці теплового акумулятора, ?С;

tнс - температура навколишнього середовища, ?С.

Для вибору оптимальної товщини теплоізоляції скористаємось рівнянням, для 1м2 площі поверхні бака-акумулятора:

,

Задамося для розрахунку:

ліз = 0,041 Вт/(м К)

tак = 70 ?С

tнс = 20 ?С

Для знаходження оптимальної товщини теплової ізоляції бака-акумулятора побудуємо графічну залежність при заданих параметрах та в діапазоні діз = 0,01ч0,12 м.



Рисунок 2.8 - Тепловий потік через стінку бака акумулятора

З графіку видно що доцільно забезпечити товщину ізоляції на рівні діз = 0,09 м.

Теплові втрати бака-акумулятора також залежать від площі поверхні. Площа внутрішньої поверхні для циліндричного бака дорівнює:

де D1 - діаметр внутрішньої поверхні БА, м;

H - висота БА, м.

В свою чергу висота визначається через об'єм бака та діаметр:

Площа зовнішньої поверхні визначається:

де D2 - зовнішній діаметр бака.



Для баків з плоскими, циліндричними, чи кулястими стінками, коли , то ефективна площа теплової ізоляції визначається:

Підставляючи в (2.70) вирази (2.71-2.75), діз = 0,09 м, та задавшись об'ємом БА 2000літрів, а об'ємом БОР 100літрів отримаємо вирази та .

Побудуємо отримані залежності графічно, для вибору діаметру баків, що забезпечує мінімальні витрати теплоти в навколишнє середовище.

Рисунок 2.9 - Тепловий потік через стінку БА в залежності від діаметра БА

За даними з рис. 2.9, та з технологічних міркувань обираємо діаметр бака акумулятора D1 = 1,2 м.



Рисунок 2.10 - Тепловий потік через стінку БОР в залежності від діаметра БОР

За даними з рис. 2.10 обираємо діаметр бака оперативного розходу

d1 = 0,5 м.

Обчислимо висоту теплоакумулюючих баків

За рахунок наявності всередині БА теплообмінника його об'єм необхідно збільшити, остаточно приймаємо .

Остаточно приймаємо

Розрахуємо остаточні теплові втрати з теплових акумуляторів, при заданих параметрах



Знайдемо зниження температури в теплових акумуляторах за добу. Як відомо: , тобто щоб знайти зниження температури в тепловому акумуляторі впродовж доби необхідно добові втрати тепла віднести до добутку (),

Отримані величини зниження температури в баках за добу задовольняють потребам домогосподарств.

2.7 Розрахунок теплообмінника

2.7.1 Розрахунок теплового напору теплообмінника

В вибраній схемі первинного контуру можна встановити теплообмінники таких типів:

· змієвиковий теплообмінник, в якому теплообмін проходе через мідну, або латунну трубку накручену у вигляді спіралі

· теплообмінник на основі оребреної стінки

· пластинчатий теплообмінник

· кожухо-трубчастий теплообмінник

Був вибраний змієвиковий теплообмінник . Такий теплообмінник не потребує складної технології виготовлення, та є технологічним.

Підрахуємо кількість теплоти що надходить від геліоконтура до теплообмінника, для цього необхідно визначити втрати теплоти з трубопроводів.

Для зменшення теплових втрат з трубопроводів по їх довжині також встановлюється теплова ізоляція. Розрахунок теплових втрат з поверхні трубопроводів можна обчислити, для заданого діаметру труб, типу і товщини теплоізоляційного матеріалу.

Тоді теплові втрати з трубопроводів:

,

де ліз.тр = 0,041 Вт/(м К);

д із.тр = 0,03 м;

tтн.ср - середня температура теплоносія по контуру;

tнс - середня температура навколишнього середовища (з табл. 2.1).

Об'єм теплоносія, діаметр труб та їх довжина були визначені в пункті

2.4

,

де tвих.гк - температура на виході з геліоколектора;

tвх - температура на вході в геліоколектор, задамося tвх = tвих -20.



Кількість теплоти що передається від геліоконтуру до теплообмінника визначається:

Знаючи падаючий світловий потік на поверхню ГК(табл. 2.18), для визначення кількості поглинутої колекторами теплоти задамося ККД за місяцями, значення ККД прийняті з досвіду проектування подібних конструкцій.

Таблиця 2.14 - Кількість теплоти що поглинається колекторами у місяць

Міс.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Енп, 108Дж/ (м2 міс)	1,761	2,052	3,683	4,074	5,429	5,790	6,365	6,615	5,340	4,091	2,618	2,032
ККД, %	15	25	40	50	55	55	60	60	55	50	30	20
Qґпогл, 108 Дж	50,7	98,5	282,9	391,1	573,3	611,4	733,2	762,0	563,9	353,5	150,8	78,0

З таблиці видно що геліосистема в зимові місяці працює, проте догрів води забезпечується за рахунок теплоти від дублюючого джерела енергії.

Для визначення теплового напору в теплообміннику (Qто) в Вт, розділимо місячне значення поглинутої колекторами енергії на кількість робочого часу для сонячного колектора. максимальний тепловий напір буде відповідати серпню.

Для розрахунку враховуючи нерівномірність теплового потоку впродовж місяця та дня приймемо: Qґто.мах = 2Qґто ? 90 кВт.

2.7.2 Розрахунок розмірів теплообмінника

Розрахунок теплообмінників будемо вести згідно до рекомендацій та залежностей приведених[15,16,17].

Теплообмінник виконуємо з латунної труби за ГОСТ 494-90, розміром 23Ч2 мм.

Зробимо перерахунок швидкості теплоносія та числа Рейнольдса для теплообмінника:

Число Прандтля

де з - динамічна в'язкість теплоносія (з табл. 2.13);

Ср - теплоємність теплоносія (з табл. 2.13);

л - теплопровідність теплоносія (з табл. 2.13).

Число Нусельта для турбулентного режиму

Знайдемо коефіцієнт тепловіддачі від теплоносія до внутрішньої поверхні труби, через число Нусельта:

Теплообмін на зовнішній поверхні труби теплообмінника відповідає теплопередачі в необмеженому просторі, розрахунок будемо вести за методиками викладеними в джерелах [15,17].

Для вище описаного типу теплообміну критерій Нусельта є функцією від Грасгофа та Прандтля.

де коефіцієнти с, n визначаються по величині (Gr?Pr), за табл. 2.15

Таблиця 2.15 - Значення с та n в формулі (2.39)

(Gr?Pr)	с	n
	1,18
	0,54
	0,135

Критерій Грасгофа:

де g - прискорення вільного падіння, g = 9,81 м/с2;

L - характерний лінійний розмір поверхні теплообміну, м;

в - температурний коефіцієнт температурного розширення, ?С -1;

tc - температура поверхні теплообміну, ?С ;

tw - температура води в БА, ?С;

н - кінематична в'язкість води, м2/с.

Оберемо з табличних даних значення в, н та задамося L = 0,023 м(зовнішній діаметр трубки теплообмінника) тоді критерій Грасгофа:

Число Прандтля при температурі 60?С, дорівнює 2,98, тоді добуток:

Тоді формула (2.81), з урахуванням коефіцієнтів з табл. 2.27 матиме вид[15]:

За аналітичними залежностями з [17], в формулі (2.81) коефіцієнт с = 0,105

Для розрахунків обираємо формулу (2.83) [15]:

Тоді опір теплопередачі:

Визначимо площу теплообмінника через теплопровідність:

де Qґто.мах - максимальний тепловий потік через теплообмінник, Qґто.мах = 90 кВт.

Розрахунок будемо весті для малого температурного напору 5?С

Довжина теплообмінника:



З іншого боку довжина пружини:

де L - довжина розгорнутої пружини;

n - повна кількість витків пружини;

D - зовнішній діаметр пружини;

d - діаметр проволоки;

t - шаг витків пружини;

Знаходимо кількість витків пружини теплообмінника БА задаючись D= 0,8 м; t=0,06 .