|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Энергоэффективный экспериментальный жилой дом в микрорайоне никулино. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Емельянов Алексей. Полное количество солнечной энергии, поступающей на поверхность Земли за неделю, превышает энергию всех мировых запасов нефти, газа, угля и урана [1,2]. И в России наибольший теоретический потенциал, более 2000 млрд. тонн условного топлива (т.у.т.), имеет солнечная энергия . Несмотря на такой большой потенциал в новой энергетической программе России вклад возобновляемых источников энергии на 2000 г определен в очень малом объеме - 15-19 млн.т у.т. [3]. Существует широко распространенное мнение, что солнечная энергия является экзотической и ее практическое использование-дело отдаленного будущего (после 2020г). В данной работе мы покажем, что это не так и что солнечная энергия является серьезной альтернативой традиционной энергетике уже в настоящее время. Прежде чем сравнивать различные энергетические технологии по экономическим и другим параметрам, необходимо определить их действительную стоимость, поскольку действовавшие в России цены на топливо и энергию в последние 70 лет не отражали реальные затраты на их производство. Только при нормальном ценообразовании будут действовать экономические стимулы, направление на энергосбережение и создание новых технологий в энергетике. В данной работе мы будем опираться на мировые цены, хотя до настоящего времени ни в одной стране мира существенная часть стоимости производства энергии не отражается в тарифах на энергию, а распределяется на затраты своего общества. Известно, что каждый год в мире потребляется столько нефти, сколько ее образуется в природных условиях за 2 млн.лет [4]. Гигантские темпы потребления невозобновляемых энергоресурсов по относительно низкой цене, которые не отражают реальные совокупные затраты общества, по существу означают жизнь в займы, кредиты у будущих поколений, которым не будет доступна энергия по такой низкой цене. Другая составляющая стоимости энергии, которая распределяется на все общество и не включается в тарифы за энергию,связана с загрязнением окружающей среды энергетическими установками [5,6]. Выбросы тепловых электростанций состоят, в основном, из углекислого газа, который ответственен за тепличный эффект и изменение климата и, например, приводит к засухе в районах производства зерна и картофеля. Другие выбросы включают окислы серы и азота, которые в атмосфере превращаются в серную и азотную кислоты и возвращаются на землю со снегом или в виде кислотных дождей. Повышенная кислотность воды привод к снижению плодородия почвы, уменьшению рыбных запасов и засыханию лесов, повреждению строительных конструкций и зданий. Токсичные тяжелые металлы,такие как кадмий, ртуть, свинец, могут растворяться кислотами и попадать в питьевую воду и сельскохозяйственные продукты [7]. Существует большая неопределенность в определении реальной стоимости электроэнергии, получаемой от атомных электростанций. Можно утверждать, что реальные цены в атомной энергетике будут определены после того, как будут решены вопросы безопасности АЭС и ядерных технологий по получению топлива и захоронения отходов и разработаны принципы обращения с оборудованием, зданиями и сооружениями АЭС, выводимыми из эксплуатации через тридцать лет работы, и эти цены будут выше существующих. Наши и зарубежные оценки прямых социальных затрат, связанных с вредным воздействием электростанций, включая болезни и снижение продолжительности жизни людей, оплату медицинского обслуживания, потери на производстве, снижение урожая, восстановление лесов и ремонт зданий в результате загрязнения воздуха, воды и почвы дают величину добавляющую около 75% мировых цен на топливо и энергию [8]. По существе это затраты всего общества-экологический налог, который платят граждане за несовершенство энергетических установок, и этот налог должен быть включен в стоимость энергии для формирования государственного фонда энергосбережения и создание новых экологически чистых технологий в энергетике. Если учесть эти скрытые сейчас затраты в тарифах на энергию,то большинство новых технологий возобновляемой энергетики становится конкурентноспособными с существующими технологиями. Одновременно появится источник финансирования новых проектов по экологически чистой энергетике. Именно такой экологический налог в размере от 10 до 30% от стоимости нефти введен в Швеции, Финляндии, Нидерландах, Германии и, возможно, будет принят в других странах странах ЕЭС [5]. Мы предлагаем правительству России изучить и использовать этот опыт при подготовке закона об энергосбережении. Геотермальные, ветровые и гидроэлектростанции имеют конкурентноспособные экономические характеристики при любом уровне мощности, который ограничен только наличием соответствующих энергоресурсов.Геотермальная энергетика при строгом рассмотрении не является возобновляемой, ее методы являются традиционными и в данной работе не рассматриваются. Потенциал ветровой и гидроэнергии составляют соответственно 0,02% и 0,07% от солнечной энергии и позволяют обеспечивать энергией локальных и региональных потребителей при суммарной мощности до нескольких сотен и тысяч мегаватт. Энергосберегающие технологии для солнечного дома являются наиболее приемлемыми по экономической эффективности их использования. Их применение позволит снизить энергопотребление в домах до 60% (таблица 6,7) [9]. В качестве примера успешного применения этих технологий можно отметить проект 2000 солнечных крыш в Германии [10]. В США солнечные водонагреватели общей мощностью 1400 МВт установлены в 1,5 млн. домов [11]. В Германии разработана новая технология прозрачной теплоизоляции зданий и солнечных коллекторов с температурой 90-50 гр.С [12]. При приближении к мировым ценам становятся экономически приемлемыми технологии получения газа и моторного топлива из биомассы. Например, опыты показывают , фермер, имеющий посевы рапса и рапсовое масло, может быть независимым от поставок моторного топлива . В регионах, богатых торфом и древесиной и имеющих дефицит моторного топлива, технологии газификации, получение этанола и метанола позволят использовать газ и синтетическое топливо в дизельных электрогенераторах и автомобилях. Отсутствие экономически приемлемых технологий аккумулирования сдерживает широкое использование водорода и электрического транспорта. Однако поисковые работы в этой области ведутся весьма интенсивно и не исключено, что в ближайшие годы будут предложены новые решения, как это произошло в системах преобразования и передачи электрической энергии (таблица 5) [13]. В 1992г. в ВИЭСХе (Всесоюзный институт электрификации сельского хозяйства) совместно с ВЭИ ( Всесоюзный энергетический институт) (автор Авраменко С.В.) разработан и испытан образец такой системы мощностью 1,5 кВт, в 1993г. мы надеемся увеличить ее мощность до 100 кВт. Помимо снижения числа проводов до одного ЛЭП практически не имеет джоулевых потерь и потерь на корону и авторы расчитывают, что указанные свойства сохранятся при увеличении уровня передаваемой мощности до 10 ГВт и более. Солнечные электростанции могут быть использованы как для решения локальных энергетических задач, так и глобальных проблем энергетики [14]. При КПД солнечной электростанции (СЭС) 12% все современное потребление электроэнергии в России может быть получено от СЭС активной площадью около 4000 кв.м, что составляет 0.024% территории. Наиболее практическое применение в мире получили гибридные солнечно-топливные электростанции с параметрами: КПД 13,9%, температура пара 371 гр.С , давление пара 100 бар, стоимость вырабатываемой электроэнергии 0,08-0,12 долл/кВт.ч, суммарная мощность в США 400 МВт при стоимости 3 долл/Вт (таблица 8). СЭС работает в пиковом режиме при отпускной цене за 1 кВт.ч электроэнергии в энергосистеме: с 8 до 12 час.-0,066 долл. и с 12 до 18 час.- 0,353 долл.[15]. КПД СЭС может быть увеличен до 23% - среднего КПД системных электростанций, а стоимость электроэнергии снижена за счет комбинированной выработки электрической энергии и тепла. Основным технологическим достижением этого проекта является создание Германской фирмой Flachglass Solartechnik GMBH технологии производства стеклянного параболоцилиндрического концентратора длиной 100 м с апертурой 5,76 м, оптическим КПД 81% и ресурсом работы 30 лет [16]. При наличии такой технологии зеркал в России целесообразно массовое производство СЭС в южных районах, где имеются газопроводы или небольшие месторождения газа и прямая солнечная радиация превышает 50% от суммарной. Принципиально новые типы солнечных концентратов, использующие технологию голографии, предложены ВИЭСХом. Его главные характеристики-сочетание положительных качеств солнечных электростанций с центральным приемником модульного типа и возможность использования в качестве приемника как традиционных паронагревателей, так и солнечных элементов на основе кремния. Одной из наиболее перспективных технологий солнечной энергетики является создание фотоэлектрических станций с солнечными элементами на основе кремния, которые преобразуют в электрическую энергию прямую и рассеянную составляющие солнечной радиации с КПД 12-15%. Лабораторные образцы имеют КПД 23% [17]. Мировое производство солнечных элементов превышает 50 МВт в год и увеличивается ежегодно на 30%. Современный уровень производства солнечных элементов соответствует начальной фазе их использования для освещения, подъема воды , телекоммуникационных станций, питания бытовых приборов в отдельных районах и в транспортных средствах. Стоимость солнечных элементов составляет 2,5-3 долл/Вт при стоимости электроэнергии 0,25-0,56 долл/кВт.ч (таблица 9,10,11). Солнечные энергосистемы заменяют керосиновые лампы, свечи, сухие элементы и аккумуляторы, а при значительном удалении от энергосистемы и малой мощности нагрузки - дизельные электрогенераторы и линии электропередач [18,19]. В США существует несколько экспериментальных фотоэлектрических станций мощностью от 0,3 МВт до 6,5 МВт, работающих на энергосистему. Вторая фаза массового производства и использования СЭС в энергосистеме связана с созданием технологий и материалов, позволяющих снизить стоимость установленной мощности примерно в 5 раз, до 1-2 долл/Вт, а стоимость электроэнергии до 0,10-0,12 долл/кВт.ч. Принципиальным ограничением для такого снижения стоимости является высокая стоимость кремния солнечного качества - 40-100 долл/кг. Поэтому создание новых технологий получения кремния, обеспечивающих радикальное - на порядок - снижение его стоимости, является задачей номер один в перечне альтернативных технологий в энергетике (таблица 5). Ситуацию с солнечным кремнием можно сравнить с ситуацией с алюминием после его открытия в 1825г., когда он стоил как серебро и использовался для украшений. Только после разработки технологии электролиза в 1886 г. алюминий стал дешевым и доступным материалом. Содержание кремния в земной коре составляет 29,5% (8.10 т) и превышает содержание алюминия в 3,35 раза (таблица 12) [20]. В Земле содержится 15,2% кремния по массе, что соответствует фантастической массе 9,08.10 т [21]. Солнечный кремний с чистотой 99,99% стоит столько же, сколько уран для АЭС, хотя содержание кремния в земной коре превышает содержание урана в 100000 раз. Мировые достоверные запасы урана оцениваются в 2763000 т [22]. Урановый топливный цикл, включающий производство гексафторида урана, значительно сложнее и опаснее хлорсиланового способа получения солнечного кремния. Учитывая рассеянность и малое содержание урана в земной коре по сравнению с кремнием, трудно понять, почему урановое топливо для ядерных реакторов и кремний для солнечных электростанций имеют одинаковую стоимость. Существуют несколько причин, объясняющих такую ситуацию. В развитие технологии и производства урана вложены миллиардные средства, которые выделялись, в основном, по военным программам и объемы производства урана в 6 раз превышают объемы производства солнечного кремния (таблица 14). Хлорсилановая технология производства солнечного кремния, разработанная около 35 лет назад, до настоящего времени практически не изменилась, сохранив все отрицательные черты химических технологий 50-х годов: высокая энергоемкость, низкий выход кремния, экологическая опасность [23]. Основной материал для производства кремния - кремнезем в виде кварцита или кварцевого песка, составляет 12% от массы литосферы. Большая энергия связи Si-0 - 464 кДж/моль обуславливает большие затраты энергии на реакцию восстановления кремния и последующую его очистку химическими методами - 250 кВт.ч/кг, а выход кремния составляет 6-10%. С 1970 года в СССР, Германии, Норвегии и США проводились исследования по созданию технологий получения кремния, исключающих хлорсилановый цикл [24]. После двухлетнего цикла исследований в СССР эти работы были исключены из национальной программы. В 1974 году фирма Симменс (Германия) [25] и в 1985 году фирма Элкем (Норвегия), совместно с компаниями США Дау Корнинг и Эксон [26] сообщили о завершении разработки технологии получения солнечного кремния карботермическим восстановлением особо чистых кварцитов с КПД солнечных элементов 10,8-11,8%. В 1988 году о разработке солнечной технологии сообщили японские фирмы Nippon sheet glass, Kawasaki Steel Corp. [27]. В 1990 году КПД элементов из солнечного кремния составил 14,2% по сравнению с 14,7% из хлорсиланового кремния [28]. Технология Симменс предусматривала использование особо чистых кварцитов с содержанием примесей 20.10 по массе. Нашими совместными исследованиями с фирмой Симменс показано, что качество российских кварцитов одно из самых высоких в мире, а имеющиеся запасы достаточны для изготовления солнечных фотоэлектрических станций мощностью более 1000 ГВт. Новая технология производства кремния солнечного качества методом прямого восстановления из природно-чистых кварцитов имеет следующие характеристики: расход электроэнергии 15-30 кВт.ч/кг, выход кремния 80-85%, стоимость кремния 5-15 долл/кг. В случае применения этой технологии в широких масштабах стоимость солнечных элементов и модулей составит 0,7-1,4 долл/Вт и 1,0-2,0 долл/Вт соответственно, а стоимость электроэнергии 0,10-0,12 долл/кВт.ч. В новой технологии химические методы заменены на экологически приемлемые электрофизические методы. В России в настоящее время имеется восемь предприятий, имеющих технологии и производственные мощности для изготовления 2 МВт солнечных элементов и модулей в год. В 1992 году на двух заводах объединения Интеграл в г.Минске освоено массовое производство солнечных элементов по технологии, разработанной в соответствии с программой Экологически чистая энергетика во Всероссийском научно-исследовательском институте электрификации сельского хозяйства Россельхозакадемии. Производственные мощности этих заводов позволяют выпускать ежегодно 1-2 МВт солнечных элементов и модулей без перестройки основного производства. В случае специализации нескольких заводов на выпуске солнечных элементов в России объем производства к 2000 г. может превысить 200 МВт в год, а к 2010 г. - 2000 МВт в год. Однако для этого необходима государственная инвестиционная поддержка новых энергетических технологий, в первую очередь технологии производства солнечного кремния. Имеющиеся в Министерстве топлива и энергетики скромные финансовые средства следует тратить не на демонстрационные проекты, а на создание новых технологий, оборудования и производственных мощностей. В качестве примера можно привести проект солнечной электростанции в Кисловодске мощностью 1 МВт. Ее стоимость в ценах 1992 года составляет 1 млрд.руб. По нашим оценкам, этих средств достаточно для создания в течение 3-4 лет производства солнечных элементов по новой технологии с объемом 10 МВт в год, включая производство солнечного кремния. Развитие фотоэлектрической отрасли промышленности потребует, помимо солнечного кремния, создания производства специального закаленного стекла с низким содержанием железа, алюминиевого проката, электронных регулирующих устройств. В России соответствующие производственные мощности имеются. Известно, что солнечная электростанция, работающая на энергосистему, может не иметь суточного и сезонного аккумулирования, если ее мощность составляет 10-15% от мощности энергосистемы [19]. Это соответствует мощности СЭС 40 ГВт, для размещения которой потребуется площадь солнечных элементов около 400 км (таблица 15) [29]. Потребности в материалах для СЭС мощностью 1 млн.кВт представлены в таблице 16. Для расчета выработки электроэнергии СЭС разработан алгоритм, реализованный на языке FORTRAN в виде программы SVET. В состав последней входят подпрограмма GIS, разработанная с использованием результатов работ 30,31 и позволяющая расчитать гистограммы часовых значений инсоляции, и подпрограмма TILT для расчета облученности различно ориентированных наклонных поверхностей, в том числе и в следящих системах. Используется анизотропная модель рассеянной солнечной радиации. Для каждого часа эксплуатации определялась плотность распределения вероятности для мощности солнечного излучения, приходящего на поверхность СЭС [32]. Для средних многолетних месячных сумм суммарной радиации ошибка, при доверительной вероятности 0,9 и за период осреднения 30 лет, не превышает 8% [33]. Для метеостанций с меньшим периодом осреднения она может возрасти в 1,5-2 раза. Погрешность оценки часовых сумм суммарной радиации, приходящей на горизонтальную поверхность, составляет 5-7% [34]. По нашей оценке, полученной прямым сравнением экспериментальных данных по поступлению солнечной радиации на наклонные поверхности и расчетных результатов для этих же поверхностей (программа SVET), погрешность в практически важных случаях не превышает 18%. При этом, в большинстве случаев, погрешность расчета составляет от 1 до 8 %. При выборе места расположения СЭС на территории России использованы данные метеостанций Астрахань, Сочи, Хужер (Байкал), Улан-Удэ, Борзя (Читинская область), Каменная степь (Воронежская область), Оймякон (Якутия), Хабаровск, Нижний Новгород. Расчет и опыт эксплуатации СЭС показывает, что почасовая выработка электроэнергии, пропорциональная изменению солнечной радиации в течение дня, в значительной степени соответствует дневному максимуму нагрузки в энергосистеме (таблица 17) [35, 15]. Максимальные значения выработки электроэнергии за год для СЭС пиковой мощностью 1 млн.кВт получены при южной ориентации с углом наклона к горизонту 45 гр. для г.Хабаровска 1,846 млрд. кВт.ч, для г.Борзя Читинской области 1,898 млрд.кВт.ч, для г.Улан-Удэ 1,703 млрд. кВт.ч, а при слежении по двум осям соответственно 2,51 млрд.кВт.ч, 2,607 и 2,345 млрд.кВт.ч . В европейской части России оптимальные районы размещения СЭС - это побережье Каспийского и Черного морей, Поволжье. Площадь центральной СЭС примерно в 4 раза превышает активную площадь солнечных элементов. Поскольку удельная стоимость СЭС не зависит от ее размеров и мощности, в ряде случаев целесообразно модульное размещение СЭС на крыше сельского дома, коттеджа, фермы. Собственник СЭС будет продавать электроэнергию энергосистеме в дневное время и покупать ее у энергетической компании по другому счетчику в ночные часы. Преимуществом такого использования, помимо политики поощрения малых и независимых производителей энергии, является экономия на опорных конструкциях и площади земли, а также совмещение функции крыши и источника энергии. При модульном размещении СЭС 1 млн.кВт способна обеспечить электроэнергией 500000 сельских домов и коттеджей (таблица 11). В заключение остановимся на некоторых общих предположениях относительно путей развития мировой цивилизации. Экономические законы и опыт развития подсказывают, что рациональная структура использования природных ресурсов в долгосрочной перспективе стремится к структуре имеющихся их запасов на Земле. Поскольку кремний занимает в земной коре по массе второе место после кислорода, можно предположить, что от первобытных людей с примитивными кремниевыми орудиями труда человечество через тысячи лет переходит к периоду, в котором в качестве конструкционных материалов будут использованы керамика, стекло, силикатные и композиционные материалы на основе кремния, а в качестве глобального источника энергии - кремниевые солнечные электростанции. Проблемы суточного и сезонного аккумулирования, возможно, будут решены с помощью солнечно-водородной энергетики, а также широтного расположения солнечных электростанций и новых энергосберегающих систем передачи между ними. Учитывая, что 1 кг кремния в солнечном элементе вырабатывает за 30 лет 300 МВт.ч электроэнергии, легко подсчитать нефтяной эквивалент кремния. Прямой пересчет электроэнергии 300 МВт.ч с учетом теплоты сгорания нефти 43,7 МДж/кг дает 25 т нефти на 1 кг кремния. Если принять КПД ТЭС, работающей на мазуте, 33%, то 1 кг кремния по вырабатываемой электроэнергии эквивалентен примерно 75 тоннам нефти. В связи с высокой надежностью срок службы СЭС по основной компоненте - кремнию и солнечным элементам может быть увеличен до 50-100 лет. Для этого потребуется исключить из технологии герметизации полимерные материалы. Единственным ограничением может явиться необходимость их замены на более эффективные. КПД 25-30% будет достигнут в производстве в ближайшие 10-20 лет. В случае замены солнечных элементов кремний может быть использован повторно и количество циклов его использования не имеет ограничений во времени. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Энергетика мира: уроки будущего. Под ред. Башмакова И.А., МТЭА, -М., 1992, 355-380. 2. Стребков Д.С., Муругов В.П. Энергосбережение и возобновляемые источники энергии. Вестник сельскохозяйственной науки. -М., Агропромиздат, 1991, N 2, (413), 117-125. 3. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях. Энергия, N 26-28, 05.08.1992, 1-6. 4. Hunt V.D. Solar Energy dictionary, Industrial Press Inc., New York, 1982. 5. Robertson G. A typical day in the life of planet earth Sun World, september 1992, vol.16, N 3, 9. 6. Wood M., Fulop L. Environment and development: Why energy matters. Sun World, June 1992, vol.16, N 2, 24-25. 7. Стребков Д.С. Сельскохозяйственные энергетические системы и экология. Альтернативные источники энергии: эффективность и управление. 1990, N 1, 39-40. 8. Hohmeyer O. Social Cost of Energy Consumption. Springer-Verlag, New York, 1988. 9. Anne-Grette Hestnes Advanced Solar low-energy buildings, Sun World, 1992, September, vol. 16, N 3-16. 10. Gregury J. A Solar Rreview. Sun World, 1992, June, Vol. 16, N2, 13-18. 11. Schar S. Entering the Solarage: a question of will. Sun World, 1991, November/Desember. Vol. 15, N 5, 2-3. 12. Iosterberger A. Transparent insulation technology for Solar energy conversion. Frankhofer-Institute for Solare Energiesysteme, Freiburg FRG, 1989, 1-41. 13. Изобретатель и рационализатор. 1992, N 5,6, 1-32. 14. Троицкий В.А. Глобальная экология и стратегия развития энергетики. Альтернативные источники энергии: эффективность и управление. 1990, N 2, 19-23. 15. Phatabod F. Economis and strategic aspects of solar electriciti for lage scale application seminar on Solar Power Systems. Alushta. USSR, 22-26, april 1991, 1-12. 16. Aringhoff R. Future of Solar thermal power. Sun World, 1992, desember, Vol. 16, N 4, 18-19. 17. Лидоренко Н.С., Евдокимов В.М., Стребков Д.С. Развитие фотоэлектрической энергетики. -М., Информэлектро, 1988, 50 стр. 18. Ouwens C.D. Cheap Electriciti with autonoms Solar cell systems. Province of North Holland, POB 3007, 2001 D.A. Haarlem, Holland, 1-19. 19. Suntola T. The Future of Photovoltaic Power Conncil of Europe/Commitee on Seience and Technology, Helsinki June, 1991, 1-6. 20. Sigh R. Economic requierements for new materials for solar Photovoltaic cells, Solar Energy, 1980, Vol. 24, N 6, 589-592. 21. The Earth crust and Upper mantle, ed. by P.J.Hart, Wash, 1969. 22. Энергетика мира: уроки будущего. Под ред. Башмакова И.А. -М., МТЭА, 1992, 325-329. 23. Салли И.В., Фалькевич Э.С. Производство полупроводникового кремния. -М., 1970. 24. Базаров Б.А., Заддэ В.В., Стебков Д.С. и др. Новые способы получения кремния солнечного качества. Сб. Солнечная фотоэлектрическая энергетика . Ашхабад, изд. Ылым, 1983, 56-59. 25. Schulze F.W. and others. Progress on The carbotermic prodaction of Solar-Grande silicon using high-purity starting materials, IEEE, 1984, 584-587. 26. Amick J.A., Larsen K. and oth. Improved High-Purity Arc-Furnace Silicon for Solar Cell J.Electrochem Soc, 1985, Vol. 132, N 2, 339-345. 27. Yoshiyagawa M., Arahahi F. and oth. Production of Sol-si by Carbothermic Reduction of High-Purity Silica, Japan, 1988. 28. Грабмайер И.Г. Сименс . Дешевое изготовление качественного солнечного кремния и листового кремния для солнечных элементов. Труды 7 международной конференции по использованию солнечной энергии 9-12 октября 1990 г. Франкфурт, Германия, 1102-1110. 29. Единая электроэнергетическая система. Концепция развития. Под ред. Руденко Ю.Н. -М., МТЭА, 1992. 30. Hollands K.G.T., Huget R.C.A. Probability density function for the clearness index, with application. Solar Energy. 1983, Vol. 30, N 3, p.p. 195-209. 31. Ma C.C.V., Igbal M. Statistical comparison of models for estimating Solar radiation on Viclined surfaces - Solar Energy. 1983, Vol. 31, N 3, p.p. 313-317. 32. Иродионов А.Е., Найденов А.В., Потапов В.Н., Стребков Д.С. Стохастическое моделирование режима работы солнечных фотоэлектрических установок. Гелиотехника, 1987, N 4, 52-56. 33. Пивоварова З.И., Стадник В.В. Климатические характеристики солнечной радиации как источника энергии на территории СССР. -Л., Гидрометеоиздат, 1988. 34. Duffie J.A., Beckman W.A. Solar engineering of thermal prosesses. -NV., 1991. 35. Энергоактивные здания. Под ред. Сарнацкого Э.В. и Селиванова Н.П. -М., Стройиздат, 1988.
Г. П. Васильев, канд. техн. наук, председатель Совета директоров ОАО «ИНСОЛАР-ИНВЕСТ» Эффективность использования энергии является своего рода индикатором научно-технического и экономического потенциала общества, позволяющим оценивать уровень его развития. Сопоставление показателей энергоэффективности экономики России с развитыми странами показывает, что удельная энергоемкость нашего валового внутреннего продукта (ВВП) в несколько раз выше, чем в развитых странах. Так, уровень энергопотребления в расчете на единицу сопоставимого ВВП России примерно в 4 раза выше, чем в США – стране с высокой энерговооруженностью материального производства, сферы услуг и быта. Уровень потребления электроэнергии в расчете на единицу сопоставимого ВВП в России выше, чем в США, в 2,5 раза, чем в Германии и Японии – в 3,6 раза. Все это свидетельствует о значительных резервах экономии энергоресурсов в России, масштабы которых можно оценить примерно в 40–50% от уровня потребляемых топлива и энергии. Все вышесказанное справедливо и для городского хозяйства Москвы. Расчеты показывают, что потенциал энергосбережения в городском хозяйстве Москвы составляет около 40% всего энергопотребления города. На решение проблемы эффективного использования энергоресурсов в городском хозяйстве Москвы и был направлен проект «Энергоэффективный жилой дом в микрорайоне Никулино-2», реализованный в 1998–2002 годах Минобороны РФ совместно с Правительством Москвы, Минпромнауки РФ, НП «АВОК» и ОАО «ИНСОЛАР-ИНВЕСТ» в рамках «Долгосрочной программы энергосбережения в г. Москве», утвержденной совместным постановлением Правительства Москвы и Миннауки РФ № 36-РП-6 от 15 января 1998 года. Участники проекта: - головная научная организация – НП «АВОК»; - головная организация по инновационному инженерному оборудованию – ОАО «ИНСОЛАР-ИНВЕСТ»; - генеральный проектировщик – 53 ЦПИ МО РФ; - генеральный подрядчик по инновационной части проекта – ЗАО «Прим Экострой»; - оперативное руководство проектом – ЦОПУ КС МО РФ. Проект выполнен под научным руководством доктора техн. наук, член-корреспондента РААСН Ю. А. Табунщикова и под общим руководством доктора техн. наук, генерал-лейтенанта В. Ф. Аистова. Со стороны Правительства Москвы проект курировался Комплексом архитектуры, строительства, развития и реконструкции города и Управлением топливно-энергетического хозяйства. В реализации проекта принимали участие специалисты Мосгосэкспертизы, ООО «НПО Термэк», ВИТУ, 26 ЦНИИ МО РФ, ССУ 109. К обсуждению концептуальных энергоэффективных технических решений и разработке методик экспериментальных натурных исследований были привлечены независимые иностранные эксперты в области энергосбережения, работающие в рамках программы «ТACИC» по проекту EURUS № 9705 «Энергосбережение в строительном секторе». Целью проекта являлось создание, натурная апробация и последующее внедрение в жилищное строительство города новейших технологий и оборудования, обеспечивающих, как минимум, двукратное снижение энергозатрат на эксплуатацию жилого фонда. Здесь необходимо отметить, что проект стартовал в 1998 году, в связи с чем ожидаемая экономия энергии оценивалась в сравнении со зданиями, построенными по действующим на тот момент МГСН 2.01.94 и соответствующими требованиям I этапа перехода на новый уровень теплозащиты наружных ограждающих конструкций. Стратегия проекта предполагала реализацию трех основных этапов: - проведение измерительной кампании по натурной оценке теплового режима типового жилого дома (базовый дом); - проведение комплексных научных исследований и разработка проекта энергоэффективного жилого дома; - строительство энергоэффективного жилого дома и проведение измерительной кампании по натурной оценке его теплового режима. Базовой серией для реализации проекта была выбрана типовая серия жилых домов 111-355 Министерства обороны России как наиболее полно отвечающая требованиям энергоэффективности с точки зрения архитектурных и объемно-планировочных решений. Типовой проект жилых крупнопанельных домов и блок-секций серии 111-355.МО разработан 53 Центральным проектным институтом Министерства обороны России и согласован в установленном порядке для массового строительства на территории Российской Федерации. Серия 111-355.МО фактически является «конструктором», из изделий которого могут компоноваться блок-секции от 5 до 25 этажей с любым необходимым составом и площадями квартир, например: - «малые» квартиры: кухни 8,0–8,6 м2, общие комнаты 16,0–18,6 м2, спальные комнаты 8,8–12,0 м2; - «муниципальные» квартиры: кухни 12,0 м2, общие комнаты 18,6–25,2 м2, спальные комнаты 12,0–18,0 м2; - «большие» квартиры: кухни от 18,0 м2, общие комнаты от 25,0 м2, спальные комнаты от 18,0 м2 и более. Квартиры с числом спальных комнат от двух и более могут выполняться в двух уровнях: как правило, на нижнем уровне располагаются прихожая, холл, гостевой санузел, кладовая, кухня и гостиная; на верхнем уровне – холл (с выходом в межквартирное пространство), раздельный санузел с ванной комнатой и спальные комнаты. Рис. 1. Ход температур внутреннего воздуха в квартирах-представителях за весь период измерений Рис. 2. Температура наружного воздуха (верхняя кривая), температура внутреннего воздуха в квартирах-представителях (центральные кривые) и температура теплоносителя в системе отопления (нижняя кривая – «прямая вода» до элеватора) Рис. 3. Расчетные и фактические температуры теплоносителя в подающем трубопроводе системы отопления (до элеватора) Тепловой режим базового жилого дома Натурные экспериментальные исследования по оценке теплового режима типового жилого дома проводились в отопительный сезон 1999/2000 годов на 17-этажном заселенном жилом доме серии 111-355. МО по адресу: Москва, мкр. Никулино-2, ул. Академика Анохина, д. 50. При проведении исследований системы отопления, горячего и холодного водоснабжения дома были оснащены тепловыми счетчиками, расходомерами и датчиками измерения температуры. Датчики были подключены к автоматическим регистрирующим устройствам Smart Logger SR фирмы ACR Systems. Потребление электроэнергии оценивалось по общедомовым и квартирным электросчетчикам. Измерение температуры и влажности наружного воздуха и внутреннего воздуха в квартирах дома также осуществлялось автоматическими регистрирующими устройствами Smart Logger SR фирмы ACR Systems, установленными на крыше дома и в 10-ти квартирах-представителях. Таблица 1. Сравнение некоторых проектных и экспериментально полученных фактических показателей основных разделов энергетического паспорта исследуемого базового жилого дома серии 111-355.МО Основные характеристики и показатели Обозначение Единица измерения Проектное значение По результатам измерений 1 2 3 4 5 1. Объемно-планировочные и заселения 1.1. Строительный объем: в том числе отапливаемой части V0 V м3 м3 30132,9 18315,85 30133,0 18315,0 1 .2. Расчетное количество жителей - чел. 292,0 292,0 1 .3. Площадь квартир (без летних помещений) Fk м2 6545,21 6545,0 1 .4. Высота этажа (от пола до пола) h м 2,8 2,8 1 .5. Отношение площади наружных ограждающих конструкций отапливаемой части здания к площади квартир, Аcmобщ /Fk к - 1,71 1,71 1 .6. Отношение площади окон и балконных дверей к площади стен, включая окна и балконные двери, AF / Andf Р - 0,089 0,089 2. Уровень теплозащиты наружных ограждающих конструкций 2.1 . Приведенное сопротивление теплопередаче: -стен Rrw м2•°С/Вт 2,56 2,56 -окон и балконных дверей RrF м2•°С/Вт 0,55 0,55 -покрытий, чердачных перекрытий Rrc м2•°С/Вт 3,30 3,30 -перекрытий над подвалами и подпольями Rrf м2•°С/Вт 2,80 2,80 -перекрытий над проездами и под эркерами Rrf м2•°С/Вт - - 2.2. Приведенный коэффициент теплопередачи здания Кrm Вт/(м2•°С) 0,72 0,75 3. Энергетические нагрузки здания 3.1 Потребляемая мощность систем инженерного оборудования: - отопления No кВт 362,51 388,6 - горячего водоснабжения Nгв кВт 453,62 723,3 - электроснабжения Nэ кВт 474,0 - - других систем (каждой раздельно) NД кВт - - 3.2. Средние суточные расходы: - природного газа Qпг м3/сут - - - холодной воды Qхв м3/сут 135,5 21,73 - горячей воды Qгв м3/сут - 17,8 3.3. Удельный максимальный часовой расход тепловой энергии на 1 м2 площади квартир: - на отопление здания qh Вт/м2 50,46 59,0 - в том числе на вентиляцию qhв Вт/м2 - 3.4. Удельная тепловая характеристика здания No /((tint-text)•V) qm Вт/(м3•°С) 0,285 0,461 4. Показатели энергоемкости здания 4.1. Годовые расходы энергетических ресурсов на здание (жилую часть здания): - тепловой энергии на отопление в холодный и переходный периоды года Qrh МДж/год МВт•ч/год 3,81•106 1059,0 3,63•106 1008,0 - тепловой энергии на горячее водоснабжение Qгв МДж/год МВт•ч/год 3,82•106 1061,0 2,34•106 650,0 - тепловой энергии других систем (раздельно) МДж/год МВт•ч/год - - - - - электрической энергии Э МВт•ч/год 814,39 524,4 в том числе: - на общедомовое освещение Эо МВт•ч/год 62,03 47,5 - в квартирах Эк МВт•ч/год 323,85 203,4 - на силовое оборудование Эс МВт•ч/год 182,25 27,3 - на водоснабжение и канализацию Эв МВт•ч/год 195,0 195,0 - на отопление Эотопл МВт•ч/год 51,2 51,2 - природного газа - м3/год - - 4.2. Удельные годовые расходы энергетических ресурсов в расчете на 1 м2 площади квартир: - тепловой энергии на отопление в холодный и переходный периоды года qyh МДж/м2 год кВт•ч/м2 год 582,1 162,0 555,0 154,0 - тепловой энергии на горячее водоснабжение qгв МДж/м2 год кВт•ч/м2 год 583,6 162,1 357,0 99,3 - тепловой энергии других систем (раздельно) МДж/м2 год кВт•ч/м2 год - - - электрической энергии qэ кВт•ч/м2 год 124,5 80,1 Примечание. Красным цветом выделены показатели, непосредственно измеренные или полученные расчетным путем на основе фактически измеренных параметров. Измерительная компания была начата 30.11.1999 г., и по мере монтажа измерительного оборудования количество записываемых каналов информации увеличивалось. В полном объеме информация стала поступать с 27.12.1999 г. Измерения проводились до 17.05.2000 г., после чего датчики и регистрирующие устройства были демонтированы. Все устройства Smart Logger были запрограммированы на непрерывное проведение измерений с ежечасной записью данных во внутреннюю память устройства. С устройств Smart Logger, установленных на крыше и в подвале дома, данные снимались еженедельно, с устройств, установленных в квартирах, – ежемесячно. При каждом измерении данные снимались за весь период: от начала эксперимента до момента измерений, так что более поздние файлы включали в себя всю информацию, содержащуюся в более ранних. Рис. 4. Температура горячей воды в двухзонной системе горячего водоснабжения отопления исследуемого базового жилого дома Рис. 5. Экспериментально полученная структура годовых затрат энергии на эксплуатацию исследуемого базового жилого дома серии 111-355.МО Рис. 6. Экспериментальный энергоэффективный жилой дом в мкр. Никулино-2 Рис. 7. Схема комплексной утилизации теплоты на горячее водоснабжение Полученные и обработанные экспериментальные данные о ходе температур и относительной влажности внутреннего воздуха в квартирах-представителях исследуемого базового жилого дома серии 111-355.МО показали, что на протяжении всего эксперимента (фактически отопительный сезон 1999/2000 гг.) температура и относительная влажность внутреннего воздуха в 9-ти квартирах-представителях (исключена 31 квартира, фактически переоборудованная жильцами) в основном находились в допустимых пределах: 1. Температура внутреннего воздуха в квартирах-представителях в 89,7% случаев находились выше 18°С, а в 55,2% случаев находились в интервале от 18 до 22°С. 2. Относительная влажность внутреннего воздуха в квартирах-представителях ни разу не превысила допустимого значения в 65%. В 73,9% наблюдаемых случаев относительная влажность находилась ниже 30%, а в 26,1% случаев в комфортном интервале 30–65%. 3. В 52,3% наблюдений температура теплоносителя в подающем трубопроводе была ниже 55°С, что свидетельствует о возможности и перспективности интеграции тепловых насосов в существующие системы отопления жилых зданий. 4. На ЦТП нарушается температурный график теплоносителя в подающих тепловых сетях (рис. 3). 5. Температура горячей воды в 1-й зоне системы ГВС превышала 60°С в 50% наблюдений, а во 2-й зоне в 1% наблюдений. Экспериментальный энергоэффективный жилой дом Экспериментальный энергоэффективный жилой дом (рис. 6) был построен и введен в эксплуатацию в 2001 году по адресу: г. Москва, мкр. Никулино-2, ул. Академика Анохина, д. 62. Наружные ограждающие конструкции – 3-слойные железобетонные панели толщиной 350 и 400 мм на дискретных связях ДС. Наружный слон толщиной 80 мм из тяжелого бетона g=2 400 кг/м3; внутренний слой из тяжелого бетона g=2 400 кг/м3, слой утеплителя толщиной 150 мм из полистирольного пенопласта ПСБ-35 (25) ГОСТ 15588-86*. Перекрытие над техническим подпольем – сплошные полнотелые железобетонные плиты толщиной 160 мм. Полы в жилых комнатах, передних и коридорах квартир – щитовой паркет по лагам ГОСТ 8624-80* толщиной 30 мм. Подготовка под полы – один слой мягкой ДВП ГОСТ 4598-86* толщиной 10 мм на горячей мастике. Полы первого этажа – как и предыдущие плюс утеплитель – прошивные минераловатные маты толщиной 50 мм ГОСТ 21880-86*, обернутые полиэтиленовой пленкой. Завершения – «холодный» чердак с плоской крышей. Перекрытие над верхним (последним) жилым этажом – сплошные полнотелые железобетонные плиты толщиной 160 мм. Пароизоляция – синтетическая пленка. Теплоизоляция – плита из полистирольного пенопласта ПСБ-С-35 толщиной 230 мм ГОСТ 15588-86*. Верхний слой: армированная цементно-песчаная стяжка толщиной 30 мм (М 150). Окна и балконные двери – с тройным остеклением в деревянных переплетах по ГОСТ 16289-80. Система отопления – двухтрубная. Регулирование теплоотдачи отопительных приборов – при помощи терморегуляторов «Данфосс» на конвекторах. Регулирование системы отопления – центральное и поквартирное. Учет расхода тепловой энергии на отопление – общий на здание и поквартирный. Утилизация тепла вытяжного воздуха систем вентиляции – через калорифер с использованием теплонасосных установок (ТНУ) системы горячего водоснабжения. Система вентиляции – механическая вытяжная с естественным притоком через авторегулируемые воздухозаборные устройства. Система горячего водоснабжения (ГВ): - основная – автономная теплонасосная с использованием низкопотенциального тепла грунта и вентиляционных выбросов здания, с баками-аккумуляторами горячей воды; - дублирующая – централизованная (от ЦТП). Тип системы – однозонная с установкой регуляторов давления типа КФРД. Учет расхода горячей воды – общий на здание и поквартирный. Принципиальная схема теплонасосной системы ГВ представлена на рис. 7, а ее фотография на рис. 8. Теплонасосную систему горячего водоснабжения следует отнести к важным особенностям реализованного проекта. В настоящее время технологии теплоснабжения, использующие тепловые насосы, применяются практически во всех развитых странах мира. Все широкомасштабные программы по экономии энергии, реализуемые за рубежом, предусматривают их широкое применение. Преимущества технологий, использующих тепловые насосы, в сравнении с их традиционными аналогами связаны не только со значительными сокращениями затрат энергии в системах жизнеобеспечения зданий и сооружений, но и с их экологической чистотой, а также новыми возможностями в области повышения степени автономности систем теплоснабжения. По всей видимости, в недалеком будущем именно эти качества будут иметь определяющее значение в формировании конкурентной ситуации на отечественном рынке теплогенерирующего оборудования. В России, в рамках описываемого проекта, фактически впервые была построена теплонасосная система горячего водоснабжения многоэтажного жилого дома. В табл. 2 представлены реализованные в проекте основные энергоэффективные решения и мероприятия, а также проектная оценка их энергосберегающего эффекта. Таблица 2. Проектная оценка ожидаемой энергетической эффективности различных мероприятий и технических решений, примененных на экспериментальном энергоэффективном жилом доме № п/п Энергосберегающие технические решения и мероприятия Оценка эффективности энергосберегающих решений КВт•ч/м2 % 1 Энергозатраты на отопление и вентиляцию 95,0 100,0 Энергетическая эффективность технических решений Энергосбережение 1.1. Поквартирный автоматический контроль и учет потребления тепловой энергии 4,7 5,0 1.2. Авто регулируемы и, организованный приток наружного воздуха через воздухозаборные устройства в верхней части окон 1/9 2,0 Энергосбережение по п. 1 6,6 7,0 Энергосбережение по п. 1 88,4 93,0 2 Энергозатраты на ГВС 105,0 100,0 Энергетическая эффективность технических решений Энергосбережение 2.1. Поквартирный автоматический контроль и учет потребления горячей воды 5,2 5,0 2.2. Установка смесителей с левым расположением крана горячей воды 3,1 3,0 2.3. Установка кранов с регулируемым напором воды 3,1 3,0 2.4. Использование теплоты грунта и утилизация теплоты вентиляционных выбросов в ТНУ на нужды ГВС 65,9 63,0 Энергосбережение по п. 2 77,3 74,0 Энергопотребление по п. 2 27,7 26,0 Всего: - энергозатраты на теплоснабжение (отопление и ГВС) 116,1 58,0 - энергосбережение 83,9 42,0 Примечание. При проведении проектной оценки ожидаемой энергетической эффективности мероприятий и технических решений за базу (100%) принимались показатели типового жилого дома серии 111-355.МО, с теплозащитой ограждающих конструкций, соответствующей требованиям II этапа МГСН 2.01-99 и СНиП II-3-79*(98). Экспериментальные исследования по натурной оценке теплового режима построенного экспериментального энергоэффективного жилого дома проводились ОАО «ИНСОЛАР-ИНВЕСТ» с декабря 2001 года по апрель 2002 года. При проведении исследований были использованы три группы датчиков и регистрирующих устройств. К первой группе относятся оборудованные встроенными датчиками малогабаритные регистрирующие устройства Smart Logger фирмы ACR Systems, записывающие информацию в автоматическом режиме и сохраняющие ее до 10 лет. Вторую группу измерительного оборудования составляли приборы учета (электросчетчики и расходомеры Istametr PN10) расходов горячей и холодной воды, электроэнергии, а также расхода теплоносителя в системе отопления, установленные на входе в квартиру системы отопления, холодной воды и горячей воды. Расходомеры и электросчетчики квартир подключены к системе ЭНЭЛЭКО. Третью группу измерительного оборудования представляли теплосчетчики, установленные в подвале дома: один теплосчетчик на теплонасосный тепловой узел и второй на систему отопления дома. Таблица 3 Результаты измерений по теплонасосному тепловому узлу Дата Среднесуточная температура воды на входе в систему ГВ дома, °С Суммарный за сутки расход воды в системе ГВ, м3 Суммарное за сутки потребление воды в системе ГВ, м3 08.02.2002 51,8 31,0 19,1 09.02.2002 51,1 24,2 15,5 11.02.2002 54,8 33,4 17,5 11.02.2002 52,6 10,4 7,0 15.02.2002 51,5 31,0 18,7 16.02.2002 51,1 30,0 19,8 17.02.2002 53,5 31,9 18,2 18.02.2002 54,7 28,6 20,0 19.02.2002 51,9 29,0 19,4 20.02.2002 52,2 31,2 19,6 21.02.2002 51,5 31,3 20,6 22.02.2002 51,7 35,0 23,1 23.02.2002 51,4 39,9 25,0 24.02.2002 54,6 30,2 20,9 25.02.2002 54,9 32,8 22,4 26.02.2002 52,3 29,3 22,7 27.02.2002 52,3 32,5 22,2 28.02.2002 52,5 31,6 24,4 01.03.2002 52,5 31,6 24,8 02.03.2002 52,1 29,3 21,5 03.03.2002 53,7 35,4 25,4 04.03.2002 54,8 30,0 20,5 Таблица 4 Результаты измерений по теплонасосному тепловому узлу Наименование параметра Единицы измерения Количество 1 2 3 Средние экспериментальные сутки Производство горячей воды М3/сут 19,1 Тепловая энергия, выработанная ТТУ за сутки кВт•ч/сут 1252,6 Тепловая энергия, выработанная за сутки только тепловыми насосами кВт•ч/сут 882,6 Тепловая энергия, выработанная за сутки электронагревателями (ТЭНами) кВт•ч/сут 370,0 Электроэнергия, потребляемая за сутки ТТУ + вытяжными вентиляторами системы вентиляции кВт•ч/сут 980,0 Электроэнергия, потребляемая за сутки только ТТУ без вытяжных вентиляторов (Примечание. Средняя мощность работающих вентиляторов находится в пределах 5,5-1 1 кВт. В расчетах она принята равной 8,0 кВт. ) кВт•ч/сут 788,0 Электроэнергия, потребляемая за сутки только тепловыми и циркуляционными насосами без вытяжных вентиляторов и ТЭНов кВт•ч/сут 418,0 Электроэнергия, потребляемая за сутки только тепловыми насосами без вытяжных вентиляторов, ТЭНов и циркуляционных насосов кВт•ч/сут 250,0 Коэффициент преобразования электрической энергии непосредственно в тепловых насосах Доли единицы 3,53 Экономия энергии непосредственно в теплонасосном цикле % 71,6 Коэффициент преобразования электрической энергии в системе тепловые насосы + циркуляционные насосы Доли единицы 2,11 Экономия энергии в системе тепловые насосы + циркуляционные насосы % 52,6 Коэффициент преобразования электрической энергии в ТТУ без вытяжных вентиляторов Доли единицы 1,59 Экономия энергии в ТТУ без вытяжных вентиляторов % 37,1 Таблица 5. Результаты проекта «Энергоэффективный экспериментальный жилой дом в мкр. Никулино-2». Некоторые проектные и экспериментально полученные фактические показатели основных разделов энергетических паспортов базового жилого дома и построенного энергоэффективного дома. Основные характеристики и показатели Обозначение Един, измерения Базовый дом (1 этап теплозащиты*) (II этап теплозащиты*) проект Энергоэффективный дом Проект Эксперимент Проект Эксперимент 1 2 3 4 5 6 7 8 2. Уровень теплозащиты наружных ограждающих конструкций 2.1 Приведенное сопротивление теплопередаче: - стен Rrw м2•°С/Вт 2,56 2,56 3,28 3,28 3,28 - окон и балконных дверей RrF м2•°С/Вт 0,55 0,55 0,6 0,6 0,6 - покрытий, чердачных перекрытий Rrc м2•°С/Вт 3,30 3,30 4,39 4,39 4,39 - перекрытий над подвалами и подпольями Rrf м2•°С/Вт 2,80 2,80 4,27 4,27 4,27 - перекрытий над проездами и под эркерами Rrf м2•°С/Вт - - 1,63 1,63 1,63 2.2 Приведенный коэффициент теплопередачи здания Krm Вт/(м2•°С) 0,72 0,75 0,496 0,496 0,496 3. Энергетические нагрузки здания 3.1 Потребляемая мощность систем инженерного оборудования: - отопления No кВт 362,51 388,6 379,0 379,0 370,0 - ГВС с теплонасосными установками (ТНУ) 90,0 83,0 - горячего водоснабжения Nгв кВт 453,62 723,3 321,0 - - - электроснабжения Nэ кВт 474,0 474,0 474,0 474,0 474,0 - других систем (вентиляторы - электропривод) NД кВт - - - - 11,0 3.2. Средние суточные расходы: - природного газа Qпг м3/сут - - - - - - холодной воды Qхв м3/сут 135,5 21,73 135,0 135,0 - горячей воды Qгв м3/сут 35,0 17,8 35,0 35,0 30,0 4. Показатели энергоемкости здания 4.1 Годовые расходы энергетических ресурсов на здание (жилую часть здания): - тепловой энергии на отопление в холодный и переходный периоды года Qrh МВт•ч/год 1059,0 1008,0 720,0 577,0 560,0 - тепловой энергии на горячее водоснабжение Qгв МВт•ч/год 1061,0 650,0 687,0 - - - тепловой энергии других систем (раздельно) - МВт•ч/год - - - - - - электрической энергии Э МВт•ч/год 814,39 524,4 814,0 1016,0 1033,0 в том числе: - на общедомовое освещение Эо МВт•ч/год 62,03 47,5 62,0 62,0 62,0 - в квартирах Эк МВт•ч/год 323,85 203,4 324,0 324,0 324,0 - на силовое оборудование Эс МВт•ч/год 182,25 27,3 182,0 384,0 430,0 - на водоснабжение и канализацию Эв МВт•ч/год 1 95,05 195,0 195,0 195,0 166,0 - на отопление Эотопл МВт•ч/год 51,211 51,2 51,0 51,0 51,0 - природного газа - м3/год - - - - - 4.2 Удельные годовые расходы энергетических ресурсов в расчете на 1 м2 площади квартир: - тепловой энергии на отопление в холодный и переходный периоды года qyh кВт•ч/м2 год 162 162,1 154,0 99,3 95,0 105,0 87,6 - 85,0 - - тепловой энергии на горячее водоснабжение Qгв кВт•ч/м2 год - - - - - - тепловой энергии других систем (раздельно) - кВт•ч/м2 год 124,5 80,1 124,0 154,0 157,0 - электрической энергии Qэ кВт•ч/м2 год 448,6 333,4 324,0 240,0 242,0 Удельная эксплуатационная энергоемкость здания (обобщенный показатель годового расхода топливно-энергетических ресурсов в расчете на 1 м2 площади квартир) qy кг у. т./м2 год 55,1 40,9 39,8 30,0 30,0 Экономия энергии по сравнению с базовым домом (проект) % 0 ~ 27,7 45,5 45,5 Рис. 8. Тепловые насосы системы горячего водоснабжения Вывоз мусора безнапорных и утилизация отходов Винтовые безмасляные компрессоры. Газодувки и воздуходувки. Газовый кнут. Биотопливо не оправдало надежд его использование подстегивает цены на продукты. 20 лютого 2007р. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
