· летом холодильная эффективность несколько выше у фреона R407C;

· удельная массовая хладопроизводительность R407С (162,28 kJ/kg) больше чем у R134а (149,95 kJ/kg), а чем выше удельная хладопроизодительность хладагента, тем меньшее количество компрессоров необходимо использовать для достижения определенной мощности, а от этого зависит стоимость и компактность агрегата.

Таким образом, в данном случае хладагент R 134а уступает по техническим характеристикам хладагенту R 407C, который и будет выбран в качестве хладагента в тепловом насосе.

2.2.3 Прокладка воздуховодов

В соответствии со схемой расположения помещений, принимаем к установке две приточные системы вентиляции П1 и П2 для обслуживания соответственно помещений 01-10 и 11-20, а также три вытяжные системы В1, В2 и В3 для помещений 01-04, 05-10, 11-20.

Рисунок 2.9 Коэффициенты преобразования рассматриваемых хладагентов

а) Расчет системы приточной вентиляции

Суммарный расход воздуха в системе приточной вентиляции П1 по данным таблицы 2.5 составляет 6445 m³/h. С учетом расходов воздуха по каждому помещению, принимаем к установке 15 приточных отверстий.

Обозначим через m_oi расход воздуха через i-ое отверстие, тогда площадь сечения каждого отверстия составит:

где: w_o - скорость воздуха в отверстии. По данным [2] w_o=2-3 m/s;

k - коэффициент, учитывающий заполнение проема жалюзийными решетками, k=0,76.

Расчет площади сечений каждого отверстия П1 и П2 сведен в таблицу 2.14 и 2.15 соответственно.

Таблица 2.14 - Расчетные площади сечения отверстий воздуховода П1

№ кабинета	mi, m3/h	fi, m2	aЧb, m
01, 04	550	0,08	0,2Ч0,4
10	80	0,01	0,1Ч0,1
09, 06	460	0,07	0,2Ч0,35
02, 03	530	0,08	0,2Ч0,4
08	130	0,02	0,1Ч0,2
05	75	0,01	0,1Ч0,1

Таблица 2.15 - Расчетные площади сечения отверстий воздуховода П2

№ кабинета	mi, m3/h	fi, m2	aЧb, m
11, 19, 18	55	0,008	0,1Ч0,8
20	35	0,005	0,05Ч0,1
14, 17	75	0,01	0,1Ч0,1

Площадь сечения воздуховода на различных участках определяется по уравнению:



где: w_i - скорость воздуха. По данным [2] w_i=3-5 m/s;

m_i - расход воздуха на расчетном участке воздуховода, m³/h.

Данные расчетов площади сечения воздуховодов сводим в таблицу 2.16

Таблица 2.16 - Расчетные площади сечения воздуховода П1 и П2

№ участка	mi, m3/h	fi, m2	li, m	aЧb, m
1	6445	0,4	6	0,5Ч0,8
2	4805	0,3	6	0,5Ч0,6
3	3285	0,2	7	0,5Ч0,4
4	1635	0,1	3	0,25Ч0,4
П2	345	0,024	22	0,15Ч0,15

б) Расчет системы вытяжной вентиляции

Расчет систем вытяжной вентиляции рассчитывается аналогично расчету приточной вентиляции по формулам (2.1) и (2.2) и сводится в таблицы 2.17 и 2.18.

Таблица 2.17 - Расчетные площади сечения воздуховода В1, В2 и В3

Воздуховод	№ участка	mi, m3/h	fi, m2	li, m	aЧb, m
В1	1	1080	0,07	9	0,2Ч0,35
	2	2160	0,14	10	0,4Ч0,35
В2	1	1020	0,07	10	0,25Ч0,25
	2	1915	0,13	10	0,3Ч0,4
В3	1	1330	0,09	8	0,3Ч0,3
	2	1800	0,125	14	0,3Ч0,4

Таблица 2.18 - Расчетные площади сечения отверстий воздуховодов В1, В2 и В3

Воздуховод	№ кабинета	mi, m3/h	fi, m2	aЧb, m
В1	01, 02, 03, 04	550/530	0,08	0,3Ч0,3
В2	05, 10	100	0,015	0,15Ч0,1
	06,0 9	370	0,05	0,25Ч0,2
	07	55	0,008	0,1Ч0,1
	08	175	0,025	0,1Ч0,25
В3	11	170	0,025	0,1Ч0,25
	12	20	0,003	0,05Ч0,05
	13	570	0,08	0,3Ч0,25
	14,17	75	0,01	0,1Ч0,1
	15,19	50	0,008	0,1Ч0,1
	16,20	35	0,005	0,5Ч0,1
	18	145	0,02	0,1Ч0,2

2.3 Расчет и подбор двигателя внутреннего сгорания для мини-ТЭЦ

2.3.1 Тепловые и электрические нагрузки

Потребление тепла на отопление и вентиляцию обычно имеет сезонный характер и зависит главным образом от климатических условий: температуры наружного воздуха, направления ветра, влажности воздуха и т.д. Отопительная и вентиляционная нагрузки характеризуются равномерным суточным и резко переменным годовым расходом тепла, изменяясь от максимального значения в зимнее время до минимального в летний период.

Потребление тепла на горячее водоснабжение характеризуется значительной неравномерностью в течение суток, снижаясь ночью до нуля и повышаясь до максимума в вечерние часы. В данный момент тепло и электроснабжение комплекса зданий Больницы скорой помощи в г. Кишиневе осуществляется централизованно. Часовые расходы тепла в зависимости от режима потребления приводятся в таблице 2.19, годовые - в таблице 2.20, потребление электроэнергии по месяцам - в таблице 2.21.

Таблица 2.19 - Часовые расходы тепла, МW

Потребители тепла	Режим потребления
	Максимальный, -16сС	Наиболее холодного месяца -3,5 сС	Летний
Отопление	2,12	1,42	-
Вентиляция	0,58	0,39	-
Горячее водоснабжение	1,9	1,9	1,55
Потери в сети	0,15	0,12	0,062
Итого	4,75	3,83	1,613

Таблица 2.20 - Годовые расходы тепла, МW

Потребление тепла	Количество дней работы в год	Среднегодовая нагрузка, МW	Среднегодовое теплопотребление, GJ
Отопление	166	1,19	17100
Вентиляция	166	0,32	4550
ГВС	365	0,24	6000
Потери в сетях	365	0,03	900
Итого	-	1,77	28550

Таблица 2.21 - Максимальные нагрузки электрической энергии по месяцам

Месяц	Максимальная нагрузка электроэнергии, kW	Месяц	Максимальная. нагрузка электроэнергии, kW
Январь	1500	Июль	900
Февраль	1350	Август	900
Март	1300	Сентябрь	1000
Апрель	1200	Октябрь	1200
Май	1200	Ноябрь	1350
Июнь	1000	Декабрь	1500

Рисунок 2.10 Максимальное потребление электрической энергии по месяцам, kW

Суммарная установочная электрическая мощность центра равна 1500 kW, в том числе операционный блок - 320 kW, реанимационный отдел - 120 kW, прачечная - 200 kW, стерилизационный отдел - 150 kW.

2.3.2 Выбор и основные характеристики когенерационной установки

Основными критериями выбора установки являются согласно [10]:

· единичная электрическая и тепловая мощность;

· удельная стоимость энергоустановки;

· вид топлива;

· качество вырабатываемой электроэнергии;

· экономическая эффективность (конкурентоспособность);

· экологические характеристики;

· простота обслуживания;

· надежность первичного двигателя и т.д.

Для электро- и теплоснабжения Больницы скорой помощи выбираем две когенерационные установки TEDOM Quanto C770 с техническими параметрами, указанными в таблице 2.22 [11].

Блочная конструкция когенерационной установки содержит агрегат двигатель-генератор, комплектное теплотехническое оборудование установки, включая глушитель выхлопа и шумозащитный кожух. Электрический распределитель представляет отдельностоящий шкаф.

Таблица 2.22 - Основные технические параметры когенерационной установки

Параметр	Значение
Номинальная электрическая мощность	785 kW
Максимальная тепловая мощность	1010 kW
КПД электрический	38 %
КПД тепловой	48,9 %
КПД общий	86,9 %
Расход газа при 100% мощности	219 m3/h
Расход газа при 75% мощности	171 m3/h
Расход газа при 50% мощности	123 m3/h

В качестве двигателя установки использован газовый двигатель внутреннего сгорания G 3512, изделие фирмы Caterpillar, USA. Основные характеристики двигателя приведены в таблице 2.23.

Таблица 2.23 - Основные характеристики двигателя внутреннего сгорания G3512

Характеристика	Значение	Характеристика	Значение
Количество цилиндров	12	Степень сжатия	12:1
Расположение цилиндров	Наклонное	Рабочие обороты	1500 min-1
Диаметр Ч ход	170Ч190 mm	Расход масла норм/макс	0,3/0,5 g/kWh
Рабочий объем	51800 cm3	Максимальная мощность двигателя	809 kW

В качестве источника электрической энергии использован синхронный генератор SR4B, Caterpillar, USA. Основные характеристики генератора приведены в таблице 2.24.

Таблица 2.24 - Основные характеристики генератора SR4B

Характеристика	Значение	Характеристика	Значение
Мощность генератора	785 kW	Напряжение	400 V
сos ц	0,8	Частота	50 Hz
Эффективность	97,1 %	Номинальные обороты	1500 min-1
Подключение обмотки статора	звездой	Максимальная рабочая температура	40 оС

Тепловая система установки с точки зрения потребления тепловой мощности обеспечивается двумя независимыми контурами, вторичным и технологическим [12]. Максимальная тепловая мощность установки складывается из тепловой мощности обоих контуров при их полном использовании.

Вторичный контур обеспечивает вывод главной тепловой мощности установки в отопительную систему. Основные характеристики вторичного контура приведены в таблице 2.25.

Таблица 2.25 - Основные характеристики вторичного контура

Характеристика	Значение
Тепловая мощность контура	952 kW
Температура отопительной воды номинальная вход/выход	70/90 оС
Температура обратной воды мин./макс.	50/70 оС
Номинальный расход	11,4 kg/s
Объем воды в контуре когенерационной установки	560 l
Номинальный температурный градиент	20 К

Технологический контур - контур охлаждения наполняющей смеси. Основные характеристики контура приведены в таблице 2.26.

Таблица 2.26 - Основные характеристики технологического контура

Характеристика	Значение
Температура обратной воды мин/макс	32/54 оС
Номинальный расход	6,5 kg/s
Минимальный расход воды	5 kg/s
Максимальное рабочее давление	300 kPa
Объем воды контура КУ	50 l

Функциональная схема установки такова: газовый двигатель внутреннего сгорания приводит в действие электрогенератор, преобразующий механическую энергию двигателя в электроэнергию. Производимая тепловая энергия через пластинчатый теплообменник передается в систему отопления. Дополнительная эффективность обеспечивается оптимизированной системой использования отходящего тепла.



Рисунок 2.11 Схема когенерационной установки

2.3.3 Расчет процесса горения

В таблице 2.27 представлены состав и характеристики применяемого природного газа.

Таблица 2.27 - Состав и характеристика применяемого газа

СH4	97,94 %	С4H10	0,1 %
CO2	0,051 %	С6H12	0,03 %
N2	0,78 %		0,6814 kg/m3
С2H6	0,814 %		1,15
С3H8	0,285 %		0,006

Теоретический объем воздуха, необходимый для горения определяется по уравнению:

m_aer³/m_gaz³.

Теоретический объем азота в дымовых газах:

m³/m_gaz³.

Объем образовавшихся сухих трехатомных газов:

m³/m_gaz³.

Теоретический объем водяных паров в дымовых газах:

m³/m_gaz³.

Объем газов:

m³/m_gaz³.

Суммарный объем продуктов сгорания определяется по формуле:

m³/m_gaz³.

2.3.4 Эффективность энергоустановки

Полная эффективность когенерационных энергоустановок определяется cогласно [13] коэффициентом использования топлива:



где: - электрическая мощность когенерационной установки, kW;

- тепловая мощность когенерационной установки, kW;

- удельная низшая теплота сгорания топлива, kJ/kg;

- расход топлива, kg/s.

Коэффициент использования топлива мини-ТЭЦ на базе ГПУ варьируется в пределах от 70 до 92, что показывает, что коэффициент выбранной когенерационной установки высок, являясь преимуществом.

Уравнение теплового баланса можно представить в таком виде:

где Q - располагаемая теплота сгоревшего топлива, kW;

где - расход топлива, =219 m³/h=0,061 m³/s.

kW.

Q_e - теплота, превращенная в эффективную работу, kW;

где: эффективный КПД;

Q_охл - отвод тепла в рубашку охлаждения, kW;

Q₁ - отвод тепла в охладитель надувочного воздуха (первая ступень), kW;

Q₂ - отвод тепла в охладитель надувочного воздуха (вторая ступень), kW;

Q_г, Q_а - отвод тепла в выхлоп и в атмосферу, kW.

Данные по потерям тепла можно взять из спецификации [4]:

Q_охл=362 kW; Q₁=65 kW; Q₂=58 kW; Q_г= 525 kW; Q_а=80 kW.

3. ПРОКЛАДКА ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

План прокладки тепловой сети от источника тепла до потребителя (корпусов больницы) представлен на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 Прокладка тепловой сети

По трубопроводам сети происходит транспортировка горячей воды непосредственно к каждому зданию в отдельности, где посредством смесительного насоса распределяется в систему отопления по стоякам.

3.1 Гидравлический расчет тепловой сети

Правильный гидравлический расчет предопределяет работоспособность системы отопления. В задачу гидравлического расчета входит определение диаметров трубопроводов, падения давления и напора в подающей линии, а также напора сетевого насоса и выбор последнего. Расход отопительной воды тепловой сети определяется отопительными нагрузками зданий комплекса больницы скорой помощи. Отопительные нагрузки зданий показаны в таблице 2.1. Расход теплоносителя на каждом расчетном участке , kg/s определяется по уравнению:



где: Q_от - отопительная нагрузка, kW;

t_г, t_o - температура воды в подающем и обратном трубопроводах. Расчетную разность температур горячей и охлажденной воды обычно принимают равной 20 К, т.к расчетная температура горячей и охлажденной воды для лечебных учреждений соответственно равна 85 - 65 ^оС.

По расходу теплоносителя (горячей воды) выбираем из [14] трубы для тепловых сетей.

Скорость движения воды в трубопроводах w_i, m/s, можно определить по уравнению неразрывности в зависимости от расхода воды на соответствующем участке m_i и площади поперечного сечения канала f_i:

где: - плотность воды;

f_i - площадь поперечного сечения, которая рассчитывается по формуле:

где: , - соответственно внутренний и наружный диаметр трубопровода, m; - толщина стенки трубопровода, m.

Величина располагаемого перепада давлений Р_р, Ра, всегда должна превышать сумму потерь давления ?Р_пот от трения ?Р_тр и местных сопротивлений ?Р_мс по наименее выгодному циркуляционному кольцу - самому протяженному и нагруженному:



где: Р_тр - потери давления, возникающие в результате трения жидкости о стенки, Pa;

Р_мс - потери давления в местных сопротивлениях, Pa;

1,1 - коэффициент запаса [15].

Потери давления от трения и местных сопротивлений рассчитываются по формулам:

где: _I - коэффициент сопротивления трения i-того участка;

l_i, d_i, w_i - соответственно длина, диаметр и скорость на i-том участке, m, m, m/s; ?_i - сумма коэффициентов местных сопротивлений на i-ом участке. Коэффициент сопротивления трения зависит от режима движения жидкости и эквивалентной шероховатости поверхности ?_экв, т.е. такой равномерной шероховатости, которая дает при подсчете одинаковую с заданной шероховатостью величину . Для чугунных труб ?_экв=0,5 mm.

В нашем случае течение жидкости входит в область гидравлически шероховатых труб, и выполняется условие:

где: - число Рейнольдса, определяемое по формуле ;

- кинематическая вязкость воды; для температуры воды 85 ^оС =0,4•10^-6 m/s.

Коэффициент сопротивления трения в случае течения жидкости в области гидравлически шероховатых труб рассчитывается по формуле:

Местные сопротивления в трубопроводах могут вызываться различными факторами: из-за резкого изменения конфигурации живого сечения потока; течения с изменением скорости; ввиду поперечной циркуляции; при соединении и разделении потоков, при течении в конфузорах и диффузорах.

Проведем расчет участка 1 трубопровода, который выходит из здания мини-ТЭЦ .

Расход теплоносителя на первом расчетном участке будет равен:

m³/h.

По расходу теплоносителя выбираем трубы для тепловых сетей с наружным диаметром D_н=133 mm и толщиной стенки д=4 mm.

Площадь поперечного сечения данного трубопровода составит:

m².

Скорость движения воды в трубопроводе на первом участке:

m/s.

Число Рейнольдса в данном случае составит:



Коэффициент сопротивления трения:

Потери давления, возникающие в результате трения жидкости о стенки канала:

Pa.

Потери давления в местных сопротивлениях:

Pa.

Аналогично рассчитываются оставшиеся участки трубопровода. Расчет каждого участка теплосети, показанный на рисунке, сведен в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Потери давления на трение и местные сопротивления участков

№ учас-тка	Gот, m3/h	DнЧд, mm	wi, m/s	ReЧ 10-3			I	l, m
1	91,12	133Ч 4	1,947	625	4	2500	0,028	4	1700	10	18955
2	81,25		1,841	557		2228		2	759	5	8473
3	64,72		1,466	444		1776		38	9147	5	5373
4	58,31		1,321	400		1600		19	3713	5	4363
5	43,12		0,977	296		1184		29	3100	5	2386
6	6,23	76Ч3,5	0,463	77	7	539	0,032	14	696	7	750
7	3,64	45Ч2,5	0,805	78	12,5	975	0,037	24	7193	5	1620
8	16,53	76Ч3,5	1,228	205	7	1435	0,032	41	14337	5	3770
9	6,52	76Ч3,5	0,484	81	7	567	0,032	24	12168	7	820
10	10,01	76Ч3,5	0,743	124	7	868	0,032	1,5	192	5	1380
11	6,41	76Ч3,5	0,476	80	7	560	0,032	7	368	5	566
12	15,19	76Ч3,5	1,128	189	7	1323	0,032	43	12687	5	3180
13	15,73	76Ч3,5	1,168	195	7	1365	0,032	25	7908	5	3410
14	13,5	76Ч3,5	1,003	168	7	1176	0,032	1	233	5	2515
15	2,23	45Ч2,5	0,509	50	12,5	625	0,037	58	6950	7	910
16	16,34	76Ч3,5	1,214	203	7	1421	0,032	105	35884	7	5158
17	3,31	45Ч2,5	0,732	71	12,5	888	0,037	19	4708	5	1340
18	13,03	76Ч3,5	0,968	162	7	1134	0,032	62	13471	5	2343
19	11,05	76Ч3,5	0,821	137	7	959	0,032	2,5	390	5	1685

Для того, чтобы узнать полный располагаемый перепад давления, необходимо рассчитать давление, которое обеспечит бесперебойную подачу теплоносителя на верхний этаж к разводке. Самые высокие здания комплекса в высоту имеют 26 m. Избыточный напор в тепловой сети должен быть не менее 5 m. Из этого следует, что напор, который обеспечит подачу теплоносителя на верхний этаж, должен быть не менее 31 m, что в пересчете в СИ будет составлять 307 kPa.

Рассчитаем полный перепад давления кольца, идущего к блоку 3:

Pа.

Согласно [16] выбираем центробежный консольный насос 1К100-65-200 Ливгидромаш с характеристиками, показанными в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Техническая характеристика насоса

Типо-размер насоса	Подача, m3/h (l/s)	Напор, m	Давление на входе в насос, не более МPa	Максимальная мощность насоса, kW	Частота вращения, rot/min	Параметры энергопитания
						Род тока	U, V	ц, Hz
1К100-65-200	100 (27,8)	50	0,6	22,5	2900	Перемен- ный	220, 380	50

Насосы центробежные консольные типа 1К и агрегаты на их основе предназначены для перекачивания технической воды (кроме морской), а также других жидкостей, сходных с водой по плотности, вязкости, химической активности, с температурой от -10 ^оС до +105 ^оС, pH=6 - 9, с содержанием твердых включений не более 1 % по массе, размером не более 0,2 mm.

3.2 Подбор и расчет толщины тепловой изоляции

В современных условиях энергосбережение является важнейшей задачей, связанной с рациональным использованием и сохранением ресурсов планеты. Актуальность этой проблемы наиболее ярко выражена применительно к Республике Молдова, которая не имеет собственных энергетических ресурсов, и, вследствие этого, обязана покупать как сырье (в виде газа и мазута), так и электрическую энергию у соседних стран.

Удручающее состояние теплоснабжения страны определяется низкой эффективностью используемой теплоизоляции оборудования систем теплоснабжения или полным ее отсутствием. Некачественная теплоизоляция является также причиной повреждения трубных и теплообменных поверхностей с последующим образованием свищей и потерей теплоносителя.

Наиболее частое повреждение трубопроводов тепловых сетей происходит из-за наружной коррозии, вызванной в основном контактом металла труб с влагой при периодическом или постоянном затоплении каналов грунтовыми или поверхностными водами.

Традиционно при канальной прокладке трубопроводов тепловых сетей в качестве теплоизоляционного материала в теплоизолирующей конструкции используют минеральную вату (наиболее распространенная) и стеклянное волокно в виде матов, плит и цилиндров. Существенным недостатком этих теплоизоляционных материалов является их способность к влагопоглощению. Увлажненная тепловая изоляция не только в несколько раз увеличивает величину тепловых потерь через поверхность теплоизоляционной конструкции, но и способствует интенсивному протеканию коррозионных процессов. Трубопроводы тепловых сетей с такой изоляцией исчерпывают свой ресурс всего за 5-7 лет эксплуатации.

Для трубопроводов тепловых сетей подземной бесканальной прокладки применяют преимущественно предварительно изолированные в заводских условиях трубы с гидроизоляционным покрытием, исключающим возможность увлажнения изоляции в процессе эксплуатации. В качестве основного теплоизоляционного слоя в конструкциях теплоизолированных трубопроводов бесканальной прокладки рекомендованы к применению армопенобетон, пенополиуретан (ППУ) и пенополимерминерал. Для сопоставления теплоизоляционных материалов в таблице 3.3 приведены характеристики основных физико-механических свойств наиболее часто используемых теплоизоляционных материалов в системах теплоснабжения.

Проанализировав преимущества и недостатки изоляционных материалов, был сделан выбор в пользу пенополиуретана (ППУ).

К преимуществам теплопроводов с ППУ-изоляцией относят низкий коэффициент теплопроводности пенополиуретана (0,03-0,05 W/(m•К)), термическую прочность, низкую плотность, низкую паропроницаемость, малое водопоглощение, экологическую безопасность, антикоррозионную защиту, технологичность при изготовлении и при монтаже теплопроводов, долговечность при соблюдении требований монтажа и эксплуатации. Положительный опыт применения пенополиуретановой изоляции имеется в странах Западной Европы, где период эксплуатирования ППУ-изоляции на трубопроводах достигает 30-50 лет.

Таблица 3.3 - Основные свойства теплоизоляционных материалов

Наименование	Плотность, kg/m3	Коэффициент теплопровод- ности, W/(m•К)	Водопоглощение за 24 часа	Средний предел прочности при сжатии, МPa	Предель-ная темпе-ратура, оС
Минеральная вата	34…400	0,033…0,058	3% по объему	0,001…0,015	300…700
Стекловата и стекловолокно	13…140	0,010…0,045		0,030…0,061	400
Пенополимербетон	400	0,07	5% по объему	0,8	150
Пенополиуретан (ППУ)	50…100	0,033…0,05	0,8% по объему	0,1…0,22	110…130
Фенольно-резольные поропласты (ФРП)	65…110	0,041…0,043		0,4…3	130…150
Жидко-керамические покрытия (ЖКП)	400	0,0034	0,03% kg/m2		150…500
Армопенобетон	350…450	0,08…0,16	14% от массы	1,0…2,5	300

Также при использовании труб с ППУ-изоляцией следует учитывать, что допустимая температура применения пенополиуретана составляет по разным данным от 110 до 130 ^оС. Но, учитывая мягкий климат Республики Молдова и температуру теплоносителя (которая достигает 85 ^оС), можно сделать вывод, что данный вид материала в нашем случае подходит для теплоизоляции трубопроводов.

Толщину изоляции можно определить по формуле Н.Н.Михеевой согласно [17]:

где: - наружный диаметр неизолированного трубопровода, mm;

- температура неизолированной трубы, принимаемый =84 ^оС;

- коэффициент теплопроводности изоляции, =0,04 W/(m•K);

q - удельная тепловая потеря 1 m трубопровода, W/m.

Максимальная тепловая потеря тепла через изоляцию не должна превышать следующих значений: для =133 mm q=105 W/m; для =76 mm q=76 W/m; для =45 mm q=56 W/m.

Для =133 mm толщина тепловой изоляции составит:

mm.

Для =76 mm толщина тепловой изоляции составит:

mm.

Для =45 mm толщина тепловой изоляции составит:

mm.

Объем изоляции трубопровода рассчитывают по формуле:

,

m³.

3.3 Тепловой расчет тепловой сети

Для теплового расчета примем следующие данные:

· температура воды в подающем трубопроводе 85 ^оС;

· температура воды в обратном трубопроводе 65 ^оС;

· средняя температура воздуха за отопительный период Республики Молдова +0,6 ^оС;

Рассчитаем потери неизолированных трубопроводов. Приближенное определение тепловых потерь на 1 m неизолированного трубопровода в зависимости от разности температур стенки трубопровода и окружающего воздуха может быть произведен по номограмме. Значение потерь тепла, определенное по номограмме, умножается на поправочные коэффициенты [17]:

где: a - поправочный коэффициент, учитывающий разность температур, а=0,91;

b - поправка на излучение, для d=45 mm и d=76 mm b=1,07,а для d=133 mm b=1,08;

l - длина трубопровода, m.

Тепловые потери 1 m неизолированного трубопровода, определенные по номограмме:

для d=133 mm Q_ном=500 W/m; для d=76 mm Q_ном=350 W/m; для d=45 mm Q_ном=250 W/m.

Учитывая то, что теплопотери будут как на подающем, так и на обратном трубопроводе, то теплопотери необходимо умножить на 2:

kW.

На теплопотери опор подвесок и т.п. к теплопотерям самого неизолированного трубопровода добавляется 10%.

kW.

Нормативные значения среднегодовых тепловых потерь для тепловой сети при надземной прокладке определяются по следующим формулам [18]:

где: , - нормативные среднегодовые тепловые потери соответственно подающего и обратного трубопроводов участков надземной прокладки, W;

,- нормативные значения удельных тепловых потерь двухтрубных водяных тепловых сетей соответственно подающего и обратного трубопровода для каждого диаметра труб при надземной прокладке, W/m, определяемые по [19];

l - длина участка тепловой сети, характеризующегося одинаковым диаметром трубопроводов и типом прокладки, m;

- коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий тепловые потери арматуры, опор и компенсаторов. Значение коэффициента в соответствии с [17] принимается для надземной прокладки 1,25.

Расчет теплопотерь изолированных водяных трубопроводов сведен в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Расчет теплопотерь изолированных водяных трубопроводов

dн, mm	, W/m	, W/m	l, m	,W	, W
133	59	49	92	6,79	5,64
76	41	32	326	16,71	13,04
49	32	23	101	4,04	2,9

Среднегодовая теплопотеря изолированной тепловой сети составит 49,12 kW/an.

Для оценки эффективности изоляционной конструкции часто пользуются показателем, называемым коэффициентом эффективности изоляции:

где Q_г ,Q_и - тепловые потери неизолированной и изолированной труб, W.

Коэффициент эффективности изоляции:

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Сравнение вариантов энергоснабжения

На сегодняшний день существует множество аргументов в защиту выбора когенерационных установок.

Мини-ТЭЦ обладают замечательными особенностями: дешевизной электро- и теплоэнергии, близостью к потребителю, отсутствием необходимости в дорогостоящих ЛЭП и подстанциях, экологической безопасностью, мобильностью, легкостью монтажа и многими другими факторами.

Сооружение когенерационных установок небольшой мощностьи, как в нашем случае, не требует существенных затрат. Также, учитывая различие в себестоимости вырабатываемой электро- и теплоэнергии и тарифами монопольных энергопроизводителей, использование мини-ТЭЦ экономически очень эффективно. После произошедшего в недавнее время увеличения тарифов на электроэнергию и тепло экономическая привлекательность мини-ТЭЦ стала еще более очевидной. Выработка электро- и теплоэнергии собственными мини-ТЭЦ за последнее время стала прибыльным делом.

Предприятия, имеющие собственную мини-ТЭЦ, смогут обеспечить собственные потребности в электроэнергии. При этом не только снизится себестоимость основной продукции предприятия, но и значительно возрастет его энергетическая безопасность, поскольку потери в подаче электроэнергии от центральных энергетических компаний не будут влиять на ход технологического процесса, что очень важно для таких объектов как больница.

Сравним затраты при централизованном теплоэлектроснабжении больницы и в случае работы собственной мини-ТЭЦ.

4.1.1 Годовые затраты при централизованном энергоснабжении больницы

Среднегодовая нагрузка на отопление и вентиляцию за отопительный период (166 суток) составит:

MW.

Средняя нагрузка на ГВС, учитывая тепловые потери в сетях, составляют:

MW.

Годовое потребление тепла за год составит:

MW•h,

что составляет 7208 Gcal/an.

Годовые затраты на теплоснабжение больницы рассчитываются по формуле:

lei/an,

где Т_тепл - тариф на тепловую энергию, lei/Gcal; Т_тепл =700 lei/Gcal.

Затраты на потребление тепловой энергии равны:

lei/an.

Среднегодовая нагрузка на электроснабжение составляет 1200 kW. Годовое потребление электроэнергии будет равно:

MW•h.

Годовые затраты на электроснабжение больницы рассчитываются по формуле:

lei/an,

где Т_э.э. - тариф на электроэнергию, lei/kWh; Т_э.э. =1,3 lei/kW•h.

Затраты на потребление электрической энергии равны:

lei/an.

Затраты на теплоэлектроснабжение больницы составляют:

lei/an.

Рисунок 4.1 Годовые затраты при централизованном энергоснабжении

4.1.2 Годовые затраты при работе мини-ТЭЦ

Годовые затраты на природный газ рассчитываются по формуле [20]:

lei/an,

где Т_пр.г. - тариф на природный газ, lei/m³; Т_пр.г. =4 lei/m³.

Годовые затраты на природный газ равны:

lei/an.

Затраты на приобретение оборудования определяются по формуле:

lei.

Стоимость оборудования =13000000 lei.

Затраты на монтаж принимаем равными 25% от стоимости оборудования, тогда затраты на приобретение и монтаж оборудования составят:

 lei.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:

lei/an,

где - процент от начальной стоимости оборудования, принятый равным 6%.

Годовые эксплуатационные расходы равны:

lei/an.

Годовые амортизационные отчисления и отчисления по кредиту определяются уравнением:

lei/an,

где - приведенный расчетный период, при расчетном периоде Т=7 лет (период работы мини-ТЭЦ до первого капитального ремонта) рассчитывается по формуле:

ani,

где i - норма приведения, %, принимаемая равной 10%.

Приведенный расчетный период равен:

an.

Годовые амортизационные отчисления и отчисления по кредитам равны:

 lei/an.

Производственные затраты определяются уравнением:

lei/an.

lei/an.

Из расчета видно, что кредит в энергетике характеризуется не только положительным эффектом, но и рядом негативных последствий:

- растет цена генерирующего объекта, так как предусматривает для инвестора не только возмещение затрат на строительство, но и прибыль, а также оплату процентов за кредит;

- растет цена строительства генерирующих объектов ведёт к дополнительному повышению тарифов для потребителей сверх того повышения, которое обусловлено инфляцией и ростом цен на топливо.

Из рисунка 4.2 видно, что большую часть (63%) годовых затрат приходится на покупку природного газа. Далее по значимости идут амортизационные отчисления, отчисления по кредиту, и последними по объему, но не по значимости, эксплуатационные расходы.

Рисунок 4.2 Годовые затраты при работе мини-ТЭЦ

4.1.3 Сравнительный анализ двух вариантов энергоснабжения

Для сравнения вариантов энергоснабжения проанализируем проведенные расчеты. Для удобства сравнения расчеты представим в виде таблицы 4.1. Годовые затраты на централизованное теплоэлектроснабжение выше, чем производственные затраты, связанные с работой мини-ТЭЦ.

Суммарные годовые затраты в первом варианте составляют 18710990 lei, во втором 15619600 lei. Такая разница в годовых затратах дает возможность не только окупить затраты, связанные с приобретением и монтажом оборудования для мини-ТЭЦ, но и принести прибыль впоследствии.

Технико-экономическое сравнение вариантов

Наименование показателя	Вариант 1 (централизованное энергоснабжение)	Вариант 2 (мини-ТЭЦ)
Расчетный период	7 ani
Норма приведения	10%
Среднегодовое потребление тепла	7208 Gcal
Среднегодовое потребление электроэнергии	6307000 kW•h
Приведенный расчетный период	4,868 ani
Затраты на приобретение оборудования	-	16250000 lei
Годовые затраты на энергоснабжение	13244750 lei/an	11513127 lei/an
Годовая чистая прибыль	-	1731623 lei/an

4.2 Окупаемость. Рентабельность проекта. Эффективность

Правильное решение о целесообразности инвестирования того или иного проекта может быть принято при сопоставлении затрат и результатов (прибыли) за рассматриваемый период с учётом риска. При определении целесообразности инвестирования в тот или иной проект обычно используются известные методы бизнесс-планирования, основанные на определении чистого дохода за определенный промежуток времени, внутренней нормы доходности и других показателей финансовой эффективности при заданных ценах.

Инвестиционные затраты: I_o=16250000 lei.

Годовые затраты на производство без учета затрат на амортизацию и отчисления по кредиту: lei/an (при строительстве мини-ТЭЦ без использования банковских кредитов, например за счет бюджетного финансирования).

За годовую прибыль при эксплуатации мини-ТЭЦ в расчете примем годовые затраты больницы при централизованном теплоэлектроснабжения: VB=13244750 lei/an.

Эффективность (потенциал) проекта оценивается на основе анализа движения денежных средств, то есть суммированием всех ежегодных доходов и расходов по проекту.

На рисунке 4.3 показан поток денежных средств в расчетный период проекта.

Рисунок 4.3 Поток денежных средств

Стрелочка, указывающая вниз, показывает затраты производства, в то время как, стрелочка, указывающая вверх, является прибылью. В расчете условимся, что затраты, как и прибыль, на протяжении 7 лет являются равными между собой. Анализ экономических показателей будет проведен относительно нулевого года. В годовых затратах на производство не учитываем отчисление по кредиту, так как оно учитывается в инвестиционных затратах.

Общие годовые затраты, приведенные к нулевому году, рассчитываются по формуле:

lei.

lei.

Общие годовые доходы, приведенные к нулевому году, рассчитываются по формуле:

lei.

lei.

Годовая чистая прибыль, приведенная к нулевому году, рассчитывается по формуле:

lei.

VNA является наиболее полным и наиболее заметным показателем экономической эффективности в условиях рыночной экономики. VNA учитывает фактор времени, повышение цен, технико-экономическую динамику, а также неопределенность и риск. Из того, что показатель VNA представляет годовую чистую прибыль, следует очевидное требование: чистый приведенный доход должен быть неотрицательным.

Общие годовые доходы относительно нулевого года составляют:

lei.

Показатель рентабельности рассчитывается по формуле:

.

Показатель рентабельности представлен отношением общего объема доходов к общему объему расходов за исследуемый период.

Показатель рентабельности равен:

.

Так как IP>1, это означает, что доходы превышают затраты, следовательно, экономическая деятельность предприятия является рентабельной.

Внутреннюю норму рентабельности можно рассчитать с помощью коэффициента RIR. RIR отражает способность проекта приносить прибыль.

Годовую чистую прибыль также можно рассчитать по формуле:

.

Найдем такое значение нормы приведения i, при которой чистая прибыль станет равной нулю:

при i=10%: lei;

при i=12%: lei;

при i=14%: lei;

при i=16%: lei;

при i=18%: lei;

при i=20%: lei;

при i=24%: lei;

при i=25%: lei;



Рисунок 4.4 Диаграмма зависимости VNA от процентной ставки

Диаграмма зависимости годовой чистой прибыли от процентной ставки приведена на рис.4.4. Как следует из рисунка, RIR=24,5%, а это больше процентной ставки i, и означает, что деятельность предприятия будет оставаться прибыльной, пока i не станет равным 24,5%. При i=24,5% затраты и расходы будут равны между собой, чистая прибыль будет равна 0. При i>24,5% деятельность предприятия будет убыточной.

Рассчитаем период окупаемости объекта. Период окупаемости -- это время, требуемое для покрытия начальных инвестиций за счет чистого денежного потока, генерируемого инвестиционным проектом. Для определения периода окупаемости найдем такое значение DRa, при котором чистая прибыль станет равной нулю и будет выполняться следующее равенство: lei. Срок окупаемости отражает только один, но очень важный аспект - насколько быстро окупятся инвестиции.

Суммарная чистая прибыль к каждому году рассчитывается по формуле:

lei.

Чистая прибыль к нулевому году составит:

lei.

lei.

Чистая прибыль к первому году составит:

lei.

lei.

Чистая прибыль ко второму году составит:

lei.

lei.

Чистая прибыль к третьему году составит:

lei.

lei.

Чистая прибыль к четвертому году составит:

lei.

lei

Чистая прибыль к пятому году составит:

lei.

lei.

Чистая прибыль к шестому году составит:

lei.

lei.

Чистая прибыль к седьмому году составит:

lei.

lei.

По результатам расчета можно построить график зависимости чистой прибыли от времени, рисунок 4.5.

По рисунку 4.5 можно найти точку пересечения графика с осью времени, это и будет DRa. Таким образом, DRa=4,1 ani, что означает, что реконструкция мини-ТЭЦ окупится через 4,1 лет. Обязательное условие проекта состоит в том, что период окупаемости должен быть меньше длительности проекта. Как видно из расчета, это условие выполняется.

В данной работе проведен сравнительный анализ двух вариантов теплоэлектроснабжения больницы:

- централизованное теплоэлектроснабжение и с применением когенерационной установки. Был проведен расчет инвестиций и определены годовые затраты энергоснабжения больницы для двух вариантов. А также был проведен экономический расчет рентабельности, окупаемости и энергоэффективности реконструкции

Рисунок 4.5 График зависимости VNA от времени

системы энергоснабжения больницы. Проанализировав данные расчета, можно сделать следующие выводы:

1.Годовые затраты на централизованное теплоэлектроснабжение выше, чем производственные затраты, связанные с работой мини-ТЭЦ. Суммарные годовые затраты в первом варианте составляют 13244750 lei, во втором 11513127 lei.

Такая разница в годовых затратах дает возможность не только окупить затраты, связанные с приобретением и монтажом оборудования для мини-ТЭЦ, но и принести прибыль впоследствии.

2.Определен показатель рентабельности равный 1,15, который показывает насколько общая прибыль больше затрат.

3.Выполнен расчет внутренней доходности, который показал, что предприятие перестанет приносить прибыль, если процент инфляции станет равным 24,5%, и станет убыточным, если поднимется выше.

4.Определен срок окупаемости объекта, который составил 4,1 an.

4.3 Себестоимость энергии, произведенной когенерационной установкой

Экономичность и надежность работы мини-ТЭЦ, а также степень использования установленного оборудования и качество обслуживания и ремонта его оценивается обобщенным показателем - себестоимостью единицы выработанного тепла и электроэнергии. Себестоимость выпускаемой продукции является определяющим показателем хозяйственной деятельности предприятия. Поэтому значение величины и структуры себестоимости продукции является необходимым условием для осуществления хозяйственного расчета и снижения себестоимости продукции.

В случае комбинированной выработки тепла и электричества, в расчете себестоимости энергии возникает вопрос о распределении общих затрат на выработку того или иного вида энергии. Проблема распределения затрат на выработку электрической и тепловой энергии является старой и не существует единого решения. Таким образом, с течением времени были разработаны разные методы, которые основаны на различных критериях распределения: физический метод, эксергетический метод, экономический метод и другие.

Рассчитаем себестоимость электрической и тепловой энергии с помощью метода остаточных затрат. Для этого воспользуемся уравнением:

lei,

где: с_W - себестоимость электроэнергии, lei/(kW•h);

с_Q - cебестоимость теплоэнергии, lei/Gcal.

Для того, чтобы решить это уравнение с двумя неизвестными необходимо иметь, как минимум, еще одно условие. Примем себестоимость электроэнергии равной 0,9 lei/kW•h.

Тогда можно вычислить себестоимость тепловой энергии:

lei/Gcal,

lei/Gcal,

Сравнительные графики тарифов на электроэнергию и теплоэнергию представлены на рис.4.6. и 4.7.

Из расчета видно, что тарифы на элекроэнергию и теплоэнергию в случае работы мини-ТЭЦ ниже, нежели тарифы, отпускаемые с энергией Termocom и Union Fenosa.

Как видно из результатов расчета, развитие «малой» когенерации в Республике Молдова, предусматривающее строительство мини-ТЭЦ на базе газопоршневых энергоблоков, является экономически выгодным. Помимо низкого тарифа на тепловую энергию это обеспечивает повышение надежности тепло- и электроснабжения городов,

Рисунок 4.6 Тариф на электроэнергию, lei/(kW•h)



Рисунок 4.7 Тариф на теплоэнергию, lei/Gcal

обеспечивает высокую эффективность использования топлива, снижение потерь электрической энергии на транспортировку и трансформацию. В результате, обеспечивается комплексное решение задачи повышения энергетической безопасности Республики Молдова.

5. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Расчет распыления и анализ концентрации вредностей

Вопросы загрязнения атмосферы в последние десятилетия привлекают к себе большое внимание. Контамитанты причиняют большой вред растительному, животному миру и человеческой цивилизации. Основным источником загрязнения атмосферы является горение топлива, а в нашем случае природного газа.

Согласно информации Государственной гидрометеорологической службы, зона, в которой находится больница, характеризуется следующими концентрациями вредных веществ:

· Оксид азота NO_x - 0,078 mg/m³;

· Оксид углерода СО - 2,9 mg/m³;

· Бензапирена - 0,49•10^-6 mg/m³;

· Пыль - 0,43 mg/m³;

При горении природного газа образуются и выделяются в атмосферу: оксиды азота, оксиды углерода, а также бензапирена. Список вредных веществ, выбрасываемых мини-ТЭЦ в воздух атмосферы, класс их опасности и предельно-допустимая концентрация (ПДК) представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Вредные вещества, выбрасываемые мини-ТЭЦ

Название вещества	Класс опасности	ПДК для атмосферного воздуха, mg/m3;
		Рабочая зона	Жилая зона
			обычная	среднедневная
Оксид азота	2	5	0,085	0,04
Оксид углерода	4	20	5	3
Оксид серы	3	10	0,5	0,05
Бензапирена	1	0,00015	-	0,000001

Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с дымовыми газами проводим в соответствии с [21].

Проектируемая мини-ТЭЦ использует в качестве топлива природный газ с низшей теплотой сгорания =33,6 MJ/m³, расходом топлива В=1,8•10⁶ m³/an=24,87 g/s =1,226•10⁶ t/an, а также составом и характеристикой, представленной в таблице 3.2.

Суммарное количество оксидов азота NO_x в пересчете на NO₂, поступающих в атмосферу с отработавшими газами, M_NOx вычисляется по соотношению:

g/s (t/an),

где: с_NOx - концентрация оксидов азота в отработавших газах в пересчете на оксид азота NO₂, с_NOx=200 mg/m³;

В - расход топлива в камере сгорания; при определении выбросов в граммах в секунду В вычисляется в тыс.m³/h, а при определении в тоннах - тыс.m³;

k_n - коэффициент перерасчета, при определении выбросов в g/s k_n=0,278•10^-3, а в t/an k_n=10^-6;

V_сг - объем сухих дымовых газов, m³/kg.топлива, вычисляемый по формуле:

где: - теоретический объем газов, =10,73 m³/m³ топлива;

- теоретический необходимый объем воздуха, =9,57 m³/m³ топлива;

- коэффициент избытка воздуха в отработавших газах, =1,156;

- теоретический объем водяных паров, =2,16 m³/m³.топлива;

m³/m³ топлива.

Количество оксидов азота при 100%-ной нагрузке:

g/s.

Количество оксидов азота, выбрасываемых в год:

t/an.

Количество оксидов углерода М_СО, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, вычисляется по формуле:

g/s (t/an),

где: q₄ - потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %.

с_СО - выход оксидов углерода при сжигании топлива в эксплуатационном режиме, kg/t или kg/1000•m³. Определяется по формуле:

где: q₃ - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, q₃=0,5%;

R - коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную содержанием в дымовых газах продуктов неполного сгорания окиси углерода, для газа принимаем равному 0,5%.

Q_i^r - низшая теплота сгорания газа, kJ/kg,

Выход оксидов углерода при сжигании топлива в эксплуатационном режиме составит:

kg/t.

Таким образом, количество оксидов углерода М_СО, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами будет равно:

g/s.

t/an.

Масса выбросов бензапирена рассчитывается по формуле:

g/s (t/an),

где с=0,02•10^-6 g/m³ - концентрация бензапирена в соответствии с nr.03-2/289 c 8.04.92 Министерства Окружающей среды.

V_s - объем сухих дымовых газов при б=1,4, m³/kg:

,

m³/s,

g/s.

g/an.

Расчетные количества выбросов вредных веществ приводятся в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Расчетные количества выбросов

Название	Расчетные выбросы	ПДК, mg/m3
	g/s	t/an
Оксид азота NOx	0,125	3,622	0,085
Оксид углерода CO	0,3	14,9	5
Бензапирен. Твердое вещество	0,15•10-7	0,44•10-6	10-6

Расчет платы за выбросы производится в соответствии с [22] и приведен в Таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Нормативная плата и коэффициент опасности вредных веществ

Наименование	Коэффициент опасности	Норматив платы, lei/t.
Оксид углерода	1	18
Диоксид азота	25
Бензапирен	10

Расчет платы за загрязнение атмосферного воздуха:

lei,

где: N - нормативная плата за выброс вредных веществ; A_i - коэффициент опасности вредных веществ; F_ri - количество выбрасываемых вредных веществ.

Таблица 5.5 - Расчет годовой платы за загрязнение

Название	Fri	N•Ai	Pi , lei
Оксид азота	3,622	18•25=450	1629,9
Оксид углерода	14,9	18•1=18	268,2
Бензапирен	0,44•10-6	18•10000=180000	0,1
Итого	1898,2

Расчет платы за выбросы носит оценочный характер, так как плата за фактические выбросы по существующему положению, как правило, меньше платы за ПВД. В котельной необходимо организовать мероприятия, направленные на охрану атмосферного воздуха, такие как оперативный контроль процесса горения топлива, использование природного газа.

5.2 Охрана труда

Обязанности работника в области охраны здоровья и безопасности труда согласно должностным инструкциям и трудовому кодексу составляют:

а) соблюдать Инструкцию по охране здоровья и безопасности труда;

в) применять по назначению полученные средства индивидуальной защиты;

с) осуществлять свою деятельность таким образом, чтобы не подвергать опасности как себя, так и других работников;

d) не поднимать, не открывать, не передвигать, не уничтожать защитные, сигнализационные и предупреждающие приспособления, не препятствовать применению методов и приемов, уменьшающих или устраняющих действие факторов риска;

е) ставить в известность руководителя о любой технической неисправности или иной ситуации, когда не соблюдаются требования по охране здоровья и безопасности труда;

f) при возникновении явной угрозы несчастного случая прервать работу самому и незамедлительно сообщить об этом начальнику;

g) информировать руководство о любом несчастном случае или любом заболевании на рабочем месте;

h) соблюдать Правила внутреннего распорядка, не нарушать трудовую дисциплину. На территории станции и на рабочем месте не употреблять спиртные напитки, наркотические вещества. Курить только в специально отведенных и оборудованных для курения местах.

Средства индивидуальной защиты: перчатки, ботинки кожаные, каска защитная, куртка на утепленной основе.

Вредные и опасные производственные факторы, их свойства и воздействие на организм человека:

· электрические установки напряжением до 1000 V;

· вращающиеся части механизмов и оборудования; средства малой механизации.

Решающая роль в поражающем действии тока принадлежит его силе и продолжительности действия. При протекании через тело человека переменного тока 8-10 mА в результате непроизвольного сокращения мышц руки пострадавший не может самостоятельно освободиться от проводника тока -- это так называемый «неотпускающий ток». При силе тока, протекающего через туловище человека, равной 25-50 mА, возникает мощное сокращение дыхательных мышц. От этого может полностью прекратиться дыхание через несколько минут, если не разомкнуть электрическую цепь (отключением электроустановки или освобождением пострадавшего). Переменный ток силой 50-200 mА и более, проходящий через грудную клетку, представляет реальную угрозу остановки сердца.

Действие электрического тока на организм, в отличие от других материальных факторов, носит своеобразный и разносторонний характер. Проходя через организм, электрический ток производит термическое и электролитическое действие, являющиеся обычными физико-химическими процессами, присущими как живой, так и неживой материи. Вместе с тем, электрический ток производит и биологическое действие, которое является особым, специфическим процессом, свойственным лишь живой ткани.

Термическое действие тока проявляется в ожогах отдельных участков тела, нагрева кровеносных сосудов, нервов, крови. Электролитическое действие тока проявляется в разложении крови и других органических жидкостей, вызывая значительные нарушения их физико-химических составов. Биологическое действие проявляется раздражением и возбуждением живых тканей организма, что сопровождается непроизвольными судорожными сокращениями мышц, в том числе дыхательных и мышцы сердца. В результате возникают различные нарушения в организме, в том числе нарушение и даже прекращение деятельности органов кровообращения и дыхания.

Это многообразие действий электрического тока может привести к двум видам поражения: электрическим травмам и электрическим ударам.

Электрические травмы представляют собой четко выраженные местные повреждения тканей организма, вызванные воздействием электрического тока или электрической дуги. В большинстве случаев электротравмы можно вылечить и работоспособность пострадавшего восстанавливается полностью или частично. В отдельных случаях, обычно при тяжелых ожогах, травмы могут привести к гибели человека. Различают следующие электрические травмы: электрические ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, электроофтальмия, механические повреждения.

Электрический ожог - самая распространенная электротравма. Ожоги возникают у большой части (60-65 %) пострадавших от электрического тока, причем почти треть из них сопровождается другими травмами. Ожоги бывают двух видов: токовый (или контактный) и дуговой.