Тепловое аккумулиров ание энергии

Централизованное отопление районов

6.1.7. Общие соображения

Основные требования к ТАЭ для установок отопления района аналогичны требованиям к индивидуальным отопи­тельным установкам. На рис. 6.13 показан график годовой нагрузки для районной отопительной сети. Годовой коэффи­циент использования централизованного отопления, включаю­щий и потребление горячей воды для домашних нужд в те­чение года, довольно низок (34%, т. е. ~ 3000 ч/год). Из графика видно, что пиковая тепловая нагрузка наблюдается только в очень короткий период и что около 90 % годового

Централизованное отопление районов

Длительность нагрузки, ч/гоЗ

Рис. 6.13. Типичная длительность годовых нагрузок для отопления района

[6.19] .

1 — общая нагрузка; 2 — отопление помещений; 3 — горячая вода для домашних нужд; 4 — потери в сети; і — пиковая нагрузка.

потребления энергии может быть покрыто установкой мощ­ностью, составляющей 45 % максимальной тепловой нагрузки

[6.19] .

Как было показано в гл. 1 (рис. 1.1, а), установка ТАЭ может быть расположена возле установки преобразования энергии или соединена с ней протяженным трубопроводом: Второй вариант аккумулирования (у потребителя) обходится дороже. Оптимальная конфигурация системы зависит, кроме того, от типа установки преобразования энергии и типа акку­мулятора, а также от характера работы сети и установки. Высокоэффективные установки преобразования энергии, та­кие, как установки комбинированной выработки тепла и элек­троэнергии (теплофикационные установки), и протяженные трубопроводы обычно не рассчитываются на максимальную тепловую мощность, а только на 50—60 % этой мощности; недостающая часть покрывается пиковыми и/или аккумули­рующими установками на конце протяженного трубопровода перед теплораспределительной системой. Такие аккумулирую­щие установки позволяют в той или иной мере снизить исполь­зование пиковых установок, работающих на дорогом топливе. Так, сезонная аккумулирующая установка может полностью снять потребности в пиковой установке. Ниже рассматри­вается только кратковременное аккумулирование (суточное или, возможно, недельное); сезонное аккумулирование будет рассмотрено в разд. 6.7.

Районные отопительные водяные сети могут работать в трех разных режимах:

а) с постоянной температурой подаваемой воды и расхо­дом, зависящим от теплового потребления;

Централизованное отопление районов

^ 1

2

Централизованное отопление районов

10

Централизованное отопление районов

4

^zzzzzzzzzzzlTzzzzzzmzzzz

о

АО

20

60

Объем сосуда, 103м3

Рис. 6.14. Удельные капиталовложения для аккумуляторов горячей воды с повышенным и атмосферным давлением в зависимости от объема сосуда

[4.27].

/ — цилиндрический сосуд с давлением 2,1 МПа (200/50 °С); 2 — цилиндрический со­суд с давлением 1,1 МПа (170/50 °С); 3 — сферический сосуд о давлением 1,1 МПа (170/50 °С); 4 — бак под атмосферным-давлением (90/50’С).

б) со скользящей температурой подаваемой воды (в за­висимости от потребления тепла или окружающей темпера­туры) и постоянным расходом (по крайней мере до мини­мальной температуры воды 60—70 °С, необходимой для до­машних нужд);

в) в комбинированном режиме (а) и (б), т. е. с линией подачи воды постоянной температуры, линией со скользящей температурой и общей возвратной линией.

Горячая вода используется в системах теплоснабжения как энергоноситель и как аккумулирующая среда. В бытовых целях в отличие от промышленного применения вместо акку­мулирования со скользящим давлением обычно применяется вытеснительное аккумулирование. Расчетное давление в си­стеме (с учетом гидростатического давления жидкости), со­ответствующее температуре подаваемой воды 90—180°С, обычно ниже 3,0 МПа. Естественно, что сосуды, работающие при нормальном давлении и температурах до 95°С (рис. 6.14), менее дороги [6.20]. Для максимального использования акку­мулирующей емкости установка должна работать как можно ближе к расчетной температуре. Работа при расчетной тем­пературе может быть - предпочтительней и для сети со сколь­зящей температурой (несмотря на дополнительные эксергети - ческйё потери), даже если мгновенное значение температуры подаваемой воды ниже. ■ - ■

6.1.8. Типы и работа отопительных установок и тепловых аккумуляторов

Тепловая нагрузка районных отопительных систем может быть покрыта водогрейными котлами, установками утилиза­ции отработанного тепла или теплофикационными установ­ками, генерирующими тепло и электроэнергию.

Основное преимущество теплофикационных установок за­ключается в высокой эффективности использования топлива. Если основной задачей является теплоснабжение, то электри­ческая энергия может вырабатываться в высокоэффективной конденсационной установке. Если, наоборот, главной задачей является выработка электроэнергии, то отработанное после выработки электроэнергии тепло может быть использовано для нужд отопления.

Следует, однако, отметить, что для отопления помещений пригодно лишь отработанное тепло газотурбинных установок, выхлопные газы которых имеют достаточно высокую темпе­ратуру. В паросиловых установках необходимо повысить тем­пературу отработанного теплоносителя для того, чтобы он мог быть использован для повышения температуры воды, охлаждающей конденсаторы, которая обычно составляет 15— - 30 °С, до температуры, принятой в системах теплоснабжения. Конечно, это приводит либо к снижению выработки электро­энергии (обычно примерно на 10—20 % от выработки тепла) при постоянных расходе топлива и производительности котла, либо при постоянной мощности турбины и достаточной ем­кости котла к увеличению потребления топлива и выработки пара (обычно это составляет около 30—60 % выработки тепла и зависит в основном от температуры воды, подаваемой в сеть районного теплоснабжения, и температуры обратной воды, нагрузки и числа конденсационных ступеней, от которых отби­рается тепло).

На рис. 6.15, а показана суточная диаграмма тепловой и электрической нагрузок типичного города. Очевидно, что сгла­живание пиков потребления тепла и разделение выработки тепла и электроэнергии с использованием теплового аккуму­лирования повысит гибкость системы и улучшит ее исполь­зование.

Применительно к суточному аккумулированию рассмот­рим следующие случаи [6.20, 6.22]:

1. Выравнивание суточной тепловой нагрузки с целью обеспечения постоянной нагрузки отопительного котла тепло­фикационной установки (рис. 6.15,6). Для лучшего исполь­зования не только системы преобразования энергии, но и про­тяженного трубопровода аккумулирующая установка должна быть размещена на его конце (рис. 1.1, случай d). Тепловой

Централизованное отопление районов

12

Ч

12

V

г

Рис. 6.15. Режимы работы аккумуляторов [6.20].

о

в

а — суточный график тепловой н электрической нагрузки; б — выравнивание теп­ловой нагрузки; в — пиковая выработка мощности с протнводавленческой тепло­фикационной установкой; г — трапециевидный график выработки мощности для теплофикационной установки с отбором пара; зарядная нагрузка; Фраз~~

разрядная нагрузка; £ак— тепловая емкость аккумулятора.

/ — потребление тепла; 2 — потребление электроэнергии; 3 — базисная тепловая на* грузка; 4 — базисная электрическая нагрузка; 5 — выработка тепла.

анализ районных систем отопления семи городов ФРГ [6.20] показал, что максимальная емкость аккумулятора для суточ­ного аккумулирования в таких сетях составляет от 0,8 до 1,5 ч максимальной тепловой нагрузки. Аккумулятор вклю­чается при температуре окружающей среды около 0°С (ниже этой температуры колебания нагрузки меньше из-за усилен­ного ночного отопления). Максимальная мощность зарядки и разрядки составляет 0,1—0,3 максимальной тепловой на­грузки; процессы зарядки-разрядки проводятся при окружаю­щей температуре от —5 до +5 °С.

2. Изменение профиля тепловой нагрузки в соответствии с профилем потребления мощности теплофикационной уста­новки противодавленческого типа (т. е. без низкотемператур­ного конденсатора), покрывающей электрическую пиковую и

Централизованное отопление районов

Рис. 6.16. Аккумулирование в протяженном трубопроводе.

1 — источник тепла - 2 — линия подачи; 3 — обратная линия; 4 — потребитель; 5 — зарядный? насос; е — разрядный насос; 7 — смесители.

среднюю нагрузки (рис. 6.15,в). Если зарядная мощность больше тепловой нагрузки, то аккумулирующая система должна быть смонтирована вблизи теплофикационной уста­новки (рис. 1.1, случай а).

3. Изменение электрической мощности регулированием отбора пара теплофикационной установки для максимальной выработки электроэнергии в периоды ее пикового потребле­ния. В этом случае аккумулятор помещается около теплофи­кационной установки. Он заряжается во время низкого по­требления электроэнергии (например, между 21 и 6 ч) и раз­ряжается во время периодов пиковой нагрузки (между 6 и 21 ч), обеспечивая таким образом равномерное теплоснабже­ние (рис. 6.15,г). Требуемая емкость аккумулятора при этом составляет 8,2—13,2 ч пиковой тепловой нагрузки, а макси­мальная зарядная мощность 0,85—1,0 пиковой тепловой на­грузки. Обе величины много выше, чем на рис. 6.15, г. Темпе­ратура аккумулирования либо равна температуре подавае­мого теплоносителя, либо составляет около Эб^С; сосуды аккумулятора работают под нормальным давлением с форси­рованием, если это требуется, за счет теплофикационной установки.

4. Использование самого протяженного трубопровода сети в качестве аккумулятора влечет за собой некоторые эксерге - тические потери, но не требует практически никаких допол­нительных вложений. Линия подачи, как и обратная линия, может быть использована для теплового аккумулирования. Аккумулирование в линии подачи осуществляется путем по­вышения температуры воды в линии без изменения ее рас­хода. В конце протяженной линии располагаются смесители (рис. 6.16). Когда вода с повышенной температурой подходит к пункту назначения (допустим, через 2 ч, если скорость воды равна 3 м/с и длина трубопровода 22 км), к ней подмеши­вается вода из обратной линии для поддержания постоянной температуры в линии подачи. Таким образом одновременно достигается снижение расхода в протяженном трубопроводе при сохранении постоянным расхода в линии подачи воды потребителю. При этом происходит зарядка аккумулятора. Он может быть разряжен снижением температуры в линии по­дачи до нормального расчетного значения при сниженном расходе воды. Обратная линия может быть заряжена и раз­ряжена аналогичным образом с использованием зарядного насоса (рис. 6.16). Оба метода требуют некоторой гибкости в работе теплофикационной установки и такого набора кон­трольно-измерительного оборудования, который обеспечивает оператору информацию о состоянии на любом участке акку­мулятора для принятия соответствующего решения.

6.1.9. Аккумулирование горячей воды в установке сжигания отходов

В табл. 6.2 приведены характеристики районной теплофи­кационной установки венского муниципалитета. Она состоит из двух котлов для покрытия основной тепловой нагрузки, отапливаемых отходами, двух котлов для покрытия дополни­тельных пиковых нагрузок, работающих на нефти, и трех небольших котлов в качестве резервных агрегатов.

Разница между выработкой тепла котлами, работающими на отходах, и переменным теплопотреблением покрывается 9 вытеснительными аккумуляторами объемом 157 м3 каждый. Так как сжигание отходов происходит равномерно в течение

Таблица 6.2. Характеристики районной теплофикационной установки венского муниципалитета

Оборудование

Характеристи ки

а) Выработка энергии

Вспомогательная паровая турбина

2 МВт

б) Выработка тепла

2 котла на сжигаемых отходах

2 X (20—36) МВт

2 котла на нефти (пиковые)

2 X 52 МВт

3 котла на нефти (резервные)

ЗХ 19 МВт

в) Максимальный чистый выход тепла

230 МВт

г) Температура воды (подача)

150 °С

(возврат)

75 °С

д) Аккумулирующая система

Тип сосуда

Вертикальный, вытесни­тельный

Количество сосудов

9

Диаметр

3,1 м

Высота

22 м

Давление (рабочее/расчетное)

2,0/2,5 МПа

Объем сосуда

157 м3

Общий объем

1413 м3

Тепловая емкость аккумулятора

120 МВт-ч

Централизованное отопление районов

Рис. 6.17. Диаграмма потоков и эьергетический баланс газотурбинной теп­лофикационной установки.

Централизованное отопление районов

F — поток продуктов сгорания топлива; L — потерн с уходящими газами и излу­чением; Q — тепловая нагрузка; N — электрическая нагрузка; N/F — термический КПД; (Q+ N){F — коэффициент использования топлива.

года, излишек тепла в летнее время должен сбрасываться; это осуществляется посредством теплообменника, который охлаждается речной водой.

6.1.10. Аккумулирование горячей воды

в газотурбинных теплофикационных установках

Газотурбинные установки открытого цикла характеризу­ются довольно низкими капитальными затратами и способны включаться в работу довольно быстро (10—15 мин при обыч­ном запуске и около 6 мин при быстром запуске). Однако их КПД сравнительно невысок (около 27%). Они работают на дорогом топливе — легких фракциях нефти или природном газе. Назначение установок ограничивается покрытием пико­вых нагрузок (500—2000 ч/год). Температура отходящих га­зов газотурбинных установок составляет около 500 °С, что - позволяет дополнить установку водогрейным котлом для рай­онного отопления без снижения электрической мощности (за исключением сравнительно небольших потерь, связанных с падением давления газа в котле). Нормальная работа такой теплофикационной установки соответствует потребности в электроэнергии для случая (б) разд. 6.6.2 и рис. 6.15, в. Отно­шение электрической мощности к тепловой высокое, а эф­фективность использования топлива сильно зависит от на­грузки (рис. 6.17).

7 Зак. 414

Централизованное отопление районов

Централизованное отопление районов

Централизованное отопление районов

Рис. 6.18. Схема теплофикационной установки в Фрайманне, состоящей из газовых турбин и аккумулятора вытеснитель­ного типа.

/— котлы под давлением; 2— сосуды-аккумуляторы горячей воды (15 X 310 ™ 4650 м3); 3—котлы горячей воды; 4 — котлы-утилизаторы; 5—подающий коллектор; 6 — газоотводящая труба; 7 — байпасы; 8 — газовые турбины; 9 — питательные насосы; 10 — обратный коллек* тор; // — расширительный сосуд; J2 — циркуляционные насосы (4 шт.); 13 — линия подачи; 14 — обратная линия; /5 — комбинированный

компенсационно-дегазационный сосуд; 16 — парогенератор 0,15 МПа; /7 — компенсационная подача воды; 18 — компенсационные сосуды; ля клапани - 20 — компенсационные насосы; 21 — потребители.

Таблица 6.3. Характеристики теплофикационной установки в Фрайманне [6.21]

Оборудование

Характеристики

а) Выработка электроэнергии

Газовая турбина № 1

80 МВт

Газовая турбина № 2 (пиковая)

86 МВт

Полная выработка энергии

б) Выработка тепла

Отопительный котел-утилизатор на отра­ботанном тепле газовой турбины № 1

166 МВт

136—145 МВт

Котел на газе или нефти № 1 (пиковый) Котел на газе или нефти № 2 (резерв­

134 МВт

ный)

134 МВт

в) Максимальная выработка тепла, нетто

307 МВт

г) Температура воды (подача)

140—180 °С

(возврат) д) Аккумулирующая система

60—80 °С

Тип сосуда

Вертикальный, вытесни­тельный

Количество сосудов

15

Диаметр

3,6 м

Высота

33 м

Расчетное давление

2,7 МПа

Объем сосуда

310 м3

Общий объем

4650 м3

Тепловая емкость аккумулятора (160/70°)

500 МВт-ч

На рис. 6.18 показана схема теплофикационной установки в Фрайманне (вблизи Мюнхена, ФРГ), которая находится в эксплуатации с 1972 г. Она состоит из двух газотурбинных блоков электрической мощностью 80 и 86 МВт. Один рабо­тает в теплофикационном режиме, а другой вырабатывает только электрическую пиковую нагрузку. Два отопительных котла и 15 вертикальных цилиндрических аккумулирующих сосудов соединены параллельно с блоком теплофикационного котла, работающего на отходящих газах турбины. Характе­ристики теплофикационной установки приведены в табл. 6.3.

6.1.11. Аккумулирование горячей воды

в паротурбинных теплофикационных установках с противодавлением

О паротурбинных теплофикационных установках с проти­водавлением уже упоминалось в разд. 5.3.3. Расширение пара в турбине ограничивается температурой насыщения, которая

Централизованное отопление районов

О 20 40 ВО 80 100

Рис. 6.19. Схема и энергетический баланс паросиловой установки для ком­бинированной выработки тепла и электроэнергии (обозначения соответ­ствуют подписи к рис. 6.17).

і

Централизованное отопление районов

ъ

Q

Централизованное отопление районов

Централизованное отопление районов

выше температуры в подающей линии на разность температур отопительного конденсатора (водоподогревателя). Если на­грев воды происходит в нескольких ступенях конденсатора, то первая ступень (с температурой обратной воды) нагре­вается отработанным паром последней ступени турбины, тогда как остальные нагреваются паром из отбора. Возможен и другой вариант, когда противодавленческая турбина может иметь два выхлопных патрубка с различными выходными давлениями. Пар из более длинного патрубка нагревает пер­вую ступень, пар из более короткого — вторую ступень водо - лодогревателя. Параметры пара таких установок не экстре­мальные (т. е. ниже 540°С, 14,0 МПа и без перегрева). В от­личие от газотурбинной теплофикационной установки с от­крытым циклом паровая установка с противодавлением не может работать без тепловой нагрузки, так как отбор тепла от нее производится только в отопительную сеть. Поэтому для разделения выработки электроэнергии и тепла необхо­димо тепловое аккумулирование в соответствии со схемами разд. 6.6.2(a) или (б).

Отношение электрической мощности к тепловой здесь ниже, чем для газотурбинных теплофикационных установок (оно также зависит от температуры подаваемой воды, а при нескольких подогревателях — и от температуры обратной воды). Однако использование топлива и характеристики ра­боты при неполной нагрузке в этом случае лучше (рис. 6.19) [6.21]. Котлы пиковой нагрузки включаются последовательно за теплофикационной установкой.

Централизованное отопление районов

6.1.12. Аккумулирование горячей воды

в паросиловых теплофикационных установках с отбором пара

На рис. 6.20 показана схема теплофикационной установки с отбором пара. Здесь имеется только одна ступень водоподо - гревателей на отбираемом паре. Они работают со скользя­щей температурой; пиковая температура подачи достигается дросселированием перед ступенью низкого давления [36].

На рис. 6.21 показаны упрощенные характеристики элек­трической мощности и тепловой нагрузки в зависимости от мощности по теплоте сгорания топлива теплофикационной установки.

Такие установки работают в соответствии со схемами разд. 6.6.2(a) или (в) и рис. 6.15,6 или г. В последнем случае аккумулирующая установка становится установкой пиковой нагрузки. Для кратковременных пиков требуемая емкость аккумулятора мала и аккумулирующая установка экономи­чески выгодна. Аккумулятор заряжается во время низких

Централизованное отопление районов

Рис. 6.21. Характеристики установки комбинированной выработки электри­ческом энергии и тепла в зависимости от потока теплоты сгорания топ­лива.

я — поток теплоты сгорания топлива (F) a—b — потери с уходящими газами и на излучение (L); Ь — мощность нетто на выходе из котла {с + Q + N) сО — dO — мощность (/V) без тепловой нагрузки (работа в чисто конденсационном режиме); сО. І... с0,3 — сумма тепла н электрической мощности для тепловых нагрузок от 0,1 до 0,3 (F) dO. l... d0,3 — электрическая нагрузка для тепловых нагрузок от 0,1 до 0,3 (F); с — нагрузка с конденсатора; с—d — тепловая нагрузка (Q). Пре­

делы работы; / — максимальные расход топлива или нагрузка котла; 2 — мини­мальные расход топлива или нагрузка котла; 3 — максимальная нагрузка турбо-’ агрегата; 4 — максимальная нагрузка отопительного конденсатора; 5 — макси­мальный расход из отбора при комбинированной выработке электроэнергии и тепла.

электрических и тепловых нагрузок, а разряжается в пе - риоды пикового, электрического потребления, обеспечивая, таким образом, полное использование электрической мощ­ности. Без аккумулирования потери электрической мощности при максимальной тепловой нагрузке составили бы 17 %.

Эффективность использования паросиловых теплофика­ционных установок с отбором пара может быть весьма раз­личной. Тепловое аккумулирование экономично во многих, но не во всех, случаях [6.21]. Например, если котел спроекти­рован так, что он способен генерировать необходимое коли­чество пара для обеспечения полной электрической мощности и полной (или большей ее части) тепловой нагрузки, то по­требность в тепловом аккумулировании не возникает (или будет значительно снижена).

6.1.13. Аккумулирование горячей воды

в комбинированных газотурбинных и паросиловых теплофикационных установках

В последние годы в ФРГ было построено несколько тепло­фикационных установок, состоящих из комбинации газовой турбины с паросиловым циклом (Мюнхен, Билефельд, Саар - брюккен). Установки такого типа отличаются высоким отно­шением электрической мощности к тепловой. Конечно, для них требуется топливо, пригодное для газовых турбин.

Схема паросиловой части не отличается от обычной схемы с отбором пара, описанной в предыдущем разделе. Соответ­ственно и устройство, и работа аккумулятора горячей воды (если таковой имеется) аналогичны тем, которые приняты в установках этого типа. Например, теплофикационная уста­новка в Билефельде (с газовой турбиной мощностью 25 МВт и паровой турбиной полной мощностью 85 МВт) имеет акку­муляторы горячей воды емкостью 8 X 400 м3 = 3200 м3 [6.23].

6.1.14. Комбинированный аккумулятор

для отопления района и производства питательной воды

Методы теплового аккумулирования в паросиловых тепло­фикационных установках с отбором пара (разд. 6.6.6) и акку­мулирования питательной воды (разд. 7.4.2) имеют много общего. Оба метода позволяют покрывать пиковые нагрузки, в обоих случаях аккумулирующая горячая вода нагревается отбираемым паром. Единственная разница заключается в том, что в одном случае вода используется для обогрева, а в дру­гом — как питательная вода. Сочетание этих двух процессов, по-видимому, возможно и открывает интересные перспективы.

6.2. Крупные сезонные тепловые аккумуляторы энергии

Системы солнечного обогрева в высоких географических широтах нуждаются в сезонном тепловом аккумулировании. Кроме того, как указывалось в предыдущих главах, сезонное аккумулирование может также представлять интерес приме­нительно к тепловым насосам, аккумулированию отработан­ного тепла и теплофикационным установкам.

Сосуды большой емкости для низкотемпературного сезон­ного аккумулирования описаны в гл. 4. Для этого большей частью используются стальные мембранные резервуары (рис. 4.26), полости в скальных породах (рис. 4.27) и водные бассейны.

Разрабатывается метод крупномасштабного сезонного ак­кумулирования, основанный на использовании системы буро­вых скважин в скальной породе или глине с циркуляцией

ZL

7

Централизованное отопление районов

460m

y / / x/

/'//

/ / /

/■ / '

'Л У) **A' /А' , A '“/‘■"“'5 ^ / / / / / ' /

// // // /

Рис. 6.22. Система с несколькими скважинами для аккумулирования в скальной породе [6.24].

Централизованное отопление районов

Рис. 6.23. Сезонное тепловое аккумулирование в водоносных пластах (под­вод тепла в скважины при зарядке и отвод при разрядке) [6.5].

/ — источник отбросного тепла; 2 — неограниченный водоносный слой; 3 — верхний ограничивающий пласт; 4 — аккумулирующий слой; 5 — нижний подстилающий пласт; 6 — система теплоснабжения района; 7 — теплая зона; 8 — горячая зона; 8 — подвод отработанного тепла; 10 — возврат отработанного тепла; 11 — поток от­работанного тепла; 12 — поток горячей воды; 13 — обратный поток.

воды для зарядки и разрядки (рис. 6.22) [6.24]. Эта система аналогична подземной аккумулирующей системе с вертикаль­ными грунтовыми теплообменниками для работы теплового насоса (разд. 6.5.3). При очень больших размерах аккумуля­тора потери в окружающую среду и к прилегающим слоям

грунта через поверхность относительно менее важны и, сле­довательно, более высокие температуры аккумулирования становятся предпочтительными.

Можно назвать еще один метод сезонного аккумулирова­ния — в водоносном слое, который находится между двумя ограничивающими пластами, а заряжается и разряжается через систему скважин (рис. 6.23).

6.3. Заключение

Существуют четыре основные причины все более широкого использования систем ТАЭ для отопления и охлаждения по­мещений:

— повышение сезонной эффективности котлов и тепловых насосов;

— срезание пиков электропотребления с помощью непи­ковых аккумулирующих нагревателей;

— возрастающее удовлетворение потребностей примене­нием установок солнечной энергии;

— разделение выработки тепла и электроэнергии в уста­новках комбинированного производства тепла и электро­энергии.

Системы ТАЭ используются в основном кратковременно (от нескольких часов до нескольких суток). Повсюду, где имеются водяные системы переноса и распределения тепла, применяется вода под нормальным или повышенным давле­нием. Широкое распространение нашли как крупные, так и небольшие системы теплового аккумулирования энергии. Яв­ляется ли или будет в перспективе экономически выгодным долговременное, в особенности сезонное, тепловое аккумули­рование энергии для нужд отопления и охлаждения, вопрос пока не ясен. Экономический барьер очень серьезен, посколь­ку сезонный аккумулятор, как следует из названия, исполь­зуется только один раз в год, и поэтому затраты на него должны быть на порядок меньше стоимости запасаемой им энергии для того, чтобы применение такого аккумулятора было экономически выгодным. Этому критерию крупномас­штабные установки удовлетворяют легче, чем мелкие. Удель­ные потери также обычно меньше для крупномасштабных аккумуляторов. Поэтому существует тенденция разработки и применения больших аккумуляторов. До недавнего времени максимальные размеры аккумуляторов составляли несколько сотен кубических метров на один сосуд и несколько тысяч кубических метров на установку. В настоящее время созда­ются аккумулирующие системы объемом 104—105 м3.

Тепловое аккумулиров ание энергии

Как сделать теплый пол своими руками?

Система “теплый пол” уже давно не является новинкой, поскольку прочно обосновалась в обиходе современных жителей мегаполисов.

Доставляем медикаменты – бизнес, спасающий жизни

В современном мире прогрессирует большое количество разнообразных болезней, которые опасны для жизни. Порой для спасения человека необходимы всего лишь несколько таблеток, которых нет в наличии. Государство не всегда может обеспечить …

Автомобили с аккумулированием теплоты фазового перехода или тепла нагретого теплоносителя

Использование высокотемпературных аккумуляторов на базе тепла фазового перехода в двигателях Стирлинга было предложено для автобусов и легковых автомобилей [8.19— 8.22]. Фирмой Sigma Research Inc. разработан проект автомо­биля с дальностью пробега …

Как с нами связаться:

Украина:
г.Александрия
тел./факс +38 05235  77193 Бухгалтерия
+38 050 512 11 94 — гл. инженер-менеджер (продажи всего оборудования)

+38 050 457 13 30 — Рашид - продажи новинок
e-mail: msd@msd.com.ua
Схема проезда к производственному офису:
Схема проезда к МСД

Партнеры МСД

Контакты для заказов шлакоблочного оборудования:

+38 096 992 9559 Инна (вайбер, вацап, телеграм)
Эл. почта: inna@msd.com.ua