ГЛАВА 7. РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЮ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Лекции.ИНФО


ГЛАВА 7. РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЮ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ



7.1. Формирование вариантов источников теплоснабжения

Общая тепловая мощность системы теплоснабжения подлежит распре­делению по источникам теплоснабжения. Выбор источника теплоснабже­ния, определение количества и единичной производительности, параллель­но работающих котлоагрегатов (теплогенераторов) следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП П-35-76* «Котельные установки».

При формировании вариантов систем теплоснабжения с разной степе­нью их централизации принято условие, в соответствии с которым в ИТ следует устанавливать однотипные котельные агрегаты одинаковой тепло­вой мощности [42].

Кроме того, в качестве исходных данных для проектных вариантов принимаются показатели типовых проектов ИТ, действующие на момент начала проектных работ. Если разрабатывается альтернативный проектный вариант, не имеющий аналога в перечне типовых проектов, то исходные данные при автоматизированном проектировании заполняются в диалого­вом режиме.

Экономичность работы котельного агрегата зависит от его нагрузки. Максимальная экономичность его работы достигается при номинальной (проектной) нагрузке. Поэтому мощность и количество котельных агрега­тов необходимо выбирать таким образом, чтобы в различных режимах ото­пительного периода они имели нагрузки, приближающиеся к номинальным.

Число работающих котлоагрегатов, установленных в ИТ, по режимам отопительного периода зависит от требуемой рабочей тепловой мощности ИТ. Тепловая мощность, отпускаемая на горячее водоснабжение, в течение года остается приблизительно постоянной, в то время как тепловая мощ­ность на отопление и вентиляцию, расходуемая только в течение отопи­тельного периода, является величиной переменной. Количество устанавли­ваемых на параллельную работу котельных агрегатов [30] определяется по формуле:

где а - доля допустимого снижения тепловой мощности ИТ в режиме наи­более холодного месяца отопительного периода при аварии и выходе из строя одного котельного агрегата, определяется по формуле:


где QHXM- минимально допустимая мощность ИТ в режиме наиболее хо­лодного месяца (см. табл. 7.1).

Таблица 7.1

_____ Исходные значения величин п и а_______

n
a 0,5 0,67 0,75

n I 2 I 3 " 4
а
0,5 0,67 0,75

Недостатком действующей системы проектирования представляется отсутствие учета изменений КПД котлоагрегата, происходящих в зависи­мости от его нагрузки, времени работы в течение года, затрат энергии на электропривод дымососов, насосов и вентиляторов. Это существенно влия­ет на экономичность использования топливно-энергетических ресурсов, то есть на величину эксплуатационных затрат.


При граничных условиях Q; = 0; Qj mjn < Qi <


При выборе основного состава оборудования котельной на стадии про­ектирования следует учитывать средний за отопительный период или за год КПД источника теплоснабжения, обратная величина которого пропорцио­нальна удельному расходу топлива Вуд ср. Для котлоагрегатов, работающих параллельно на общий коллектор, количественное значение расхода топли­ва В, м3/с, с учетом потребления электроэнергии на выработку теплоты Q (пересчет ведется по стоимостным показателям) предлагается определять из выражения, минимальное значение которого соответствует оптимально­му составу оборудования:

где QH - низшая теплота сгорания топлива, МВт/м ; qj - тепловая мощность i -го котла, МВт; Qjmin, Qi, Qi max - диапазон изменения тепловой мощности i-го котла, МВт; п - число параллельно работающих котлов; Cw , Cт - соответ­ственно цена отпуска электроэнергии и тепловой энергии, р/(кВт-ч); В, Q -соответственно суммарные расходы топлива и суммарная тепловая мощность ИТ, м /с, МВт; pj - потребление электрической мощности электроприводом электрооборудования, относящегося к одному котлу при нагрузке тепловой мощности последнего qj с учетом собственных нужд, МВт; г\, - КПД котла с учетом затрат на потребляемую электроэнергию (см. табл. 7.2).


Таблица7.2

Показатели расчета расхода топлива и потребления электрической энергии котлами различных типов в зависимости от вырабатываемой тепловой мощности котлов


Продолжение таблицы 7.2

0,8 88,48 2100,85 111,42 18,35 129,77
0,7 88,23 1843,52 74,78 16,99 91,86
0,6 87,97 1584,79 44,25 15,74 59,99
0,5 87,71 1324,53 24,05 14,57 38,62
0,4 87,45 1062,75 11,40 13,49 24,89
0,3 87,20 799,42 4,43 12,49 16,92
КВ-ГМ-30-150
89,00 3910,48 221,19 48,02 269,21
0,9 88,74 3529,75 167,57 44,46 212,03
0,8 88,48 3146,77 118,01 41,17 159,18
0,7 88,23 2761,32 79,20 38,11 117,31
0,6 87,97 2373,79 46,86 35,29 82,15
0,5 87,71 1983,95 25,47 32,68 58,15
0,4 87,45 1591,85 12,07 30,26 42,33
0,3 87,20 1 197,42 4,70 28,02 32,73
КВ-ГМ-50-150
92,5 6274,46 421,29 68,14 489,43
0,9 92,24 5662,93 319,16 63,09 382,25
0,8 91,98 5047,95 224,76 58,42 283,18
0,7 91,73 4429,14 150,85 54,09 204,94
0,6 91,47 3807,11 89,26 50,08 139,34
0,5 91,21 3181,53 48,51 46,37 94,88
0,4 90,95 2552,45 22,99 42,94 65,93
0,3 90,70 1919,73 8,94 39,76 48,70
КВ-ГМ-100-150
93,04 12740,73 1116,23 173,18 1289,41
0,9 92,74 11255,13 845,63 160,35 1005,98
0,8 92,48 10032,68 595,51 148,47 743,98
0,7 92,24 8801,73 399,67 137,48 537,15
0,6 91,70 7566,32 158,72 127,29 286,01
0,5 91,71 6322,94 51,04 117,86 168,90
0,4 91,45 5072,62 24,19 109,13 133.32
0,3 91,20 3815,23 9,41 101,05 110,46
"Факел-Г"
89,10 112,41 8,16 2,72 10,88
0,9 88,78 101,42 6,18 2,67 8,85
0,8 88,48 90,46 4,35 2,32 6,67

 



 



Продолжение таблицы 7.2

0,7 88,17 79,43 2,92 2,17 5,09
0,6 87,85 68,34 1,73 1,93 3,66
0,5 87,54 57,14 0,93 1,89 2,82
0,4 87,33 45,82 0,85 1,74 2,59
0,3 86,81 34,58 0,78 1,42 2,20

Задача распределения тепловой нагрузки между источниками теплоты решается в два этапа: на первом аппроксимируется функция расхода топли­ва каждым котлом в зависимости от тепловой мощности, при этом преду­сматривается хранение в памяти ЭВМ данных по аппроксимации для раз­личных типов котлов; на втором решается задача оптимизации.

Основной исходной информацией для распределения тепловой мощно­сти с помощью ЭВМ являются зависимости расхода топлива и электроэнер­гии от тепловой мощности каждого котла. Выходными показателями авто­матизированного расчета являются значения тепловой мощности и расхода топлива по каждому котлоагрегату и суммарного расхода топлива источни­ком теплоты.

Годовой расход топлива Вгод, тыс. м3, годовая выработка тепловой энергии Qrcw, ГДж, и среднегодовой удельный расход топлива Вуд, тыс.м3/ГДж, определяется по формулам:


Объектом исследования были приняты 14 типовых проектов ИТ, наи­более часто используемых в практике проектирования. Из них в соответст­вии с принятой группировкой по показателю мощности 64% составляют ИТ малой мощности (до 36 МВт), 36% - средней мощности (более 36 МВт).

Формирование вариантов проектных решений ИТ с наименьшими по­казателями эксплуатационных расходов требует использования централи­зованных систем теплоснабжения. Однако в зависимости от реального со­стояния обеспеченности населенного пункта теплотой возможна различная комбинация ИТ по мощности, что влечет изменение суммарных затрат по вариантам. Особое внимание в последние годы уделяется применению ИТ, не требующих дополнительных капитальных вложений на строительную часть или ограниченные капитальные вложения. Тем не менее, в условиях множества комбинаций и разнообразных условий обеспечения теплотой населенных районов России требуется обоснование их целесообразности.

Рисунок7.1. Схема учета базовых характеристик экономико-математической модели развития систем теплоснабжения

Показатели расхода топливно-энергетических ресурсов на эксплуата­цию ИТ позволяют сделать вывод о высокой доле (80-90%) затрат на топ­ливо, независимо от уровня цен, так как абсолютное значение расхода в натуральных единицах значительно превышает другие аналогичные показа­тели, а цена на топливо превышает цены на другие ресурсы во всех рас­сматриваемых уровнях цен.


 

 


Факторы, влияющие на формирование затрат на системы теплоснаб­жения, можно выделить в четыре группы: конструктивно характеризующие степень централизации системы, природно-климатические условия районов обеспечения теплотой, технологические условия выработки и транспорти­ровки теплоты, социально-экономические условия территориального рай­она обеспечения теплотой. Каждая группа факторов в различной степени влияет на уровень затрат по созданию и эксплуатации системы теплоснаб­жения, а влияние факторов различно для каждой составляющей затрат.

Достоверному отбору факторов-аргументов способствует установление логической связи их с результативными признаками и учет особенностей, характерных для систем теплоснабжения. Такой особенностью представля­ется зависимость степени централизации системы от мощности локальных систем, образующих схему теплоснабжения жилого массива, населенного пункта, микрорайона или квартала.

Коэффициент множественной детерминации R2 (см. табл. 7.3) показы­вает, на сколько процентов величина исследуемых затрат обусловлена влиянием учтенных и неучтенных факторов.

Таблица 7.3

Зависимости затрат ресурсов от мощности ИТ

Название зависимой переменной Y Вид зависимости R2 Форма связи
Сметная стоимость оборудования ИТ, гыс. руб..* у = 2,5366х + 57,713 у = 0,0004х3 - 0, 1 08х2 + 9,0677х 0,7581 0,9432 Линейная Полиномиальная
Общая сметная стои­мость ИТ, тыс. руб..* у=11,45х+170,89 у = 0,0015х3 - 0,3357х2 + 30,01х + +4,3088 0,9184 0,9718 Линейная Полиномиальная
Сметная стоимость СМР ИТ, тыс. руб..* у=8,9127х+ 113,08 у = 0,00 1 х3 - 0,2076х2 + 1 9,742х + + 21,378 0,9388 0,9667 Линейная Полиномиальная
Сметная стоимость ИТ с учетом привяз­ки, тыс. руб..* у =14,833х + 222,28 у = 0,002х3 - 0,4368х2 + 39,037х + + 5,4843 0,9182 0,9717 Линейная Полиномиальная
Годовой расход топ­лива (газа), тыс.куб.м у = 217,82х+ 1205,5 у = (0,01х3-1,8958х2 + 301,8х + + 672,95) 0,9655 0,9687 Линейная Полиномиальная
Годовой расход хо­лодной воды ИТ, гыс.куб.м у = 0,2013х+ 1,1398 у = (-1Е - 0,5х3 + 0,0028х2 + +0,0677х+ 2,1719) 0,9362 0,9443 Линейная Полиномиальная
Годовой расход го­рячей воды ИТ, гыс.куб.м у=101,41х + 36,99 у=167,82е°'22х у=143,96х°'3125 0,9455 0,9816 0,9303 Линейная Экспоненциальная Степенная

Продолжение таблицы 7.3

Годовой расход электроэнергии ИТ, МВт/ч у = 40,422х + 220,4 у = 0,0004х3- 0,13х2 + 50,063х + + 113,13 0,986 0,9885 Линейная Полиномиальная
Годовая потребная мощность, кВт у = 9,371х+ 11,032 у = -0,0007х3 + 0,1353х2 + +2,6498х + 64,908 0,9876 0,9975 Линейная Полиномиальная
Площадь застройки ИТ.га у = 0,38651п(х)- 0,2971 у = 9Е-0,7х3-0,ОООЗх2 + +0,0352х + ОД15 0,9619 0,9714 Логарифмическая Полиномиальная
Штат ИТ, чел. у = 6,0393 1п(х)- 0,8075 0,9173 Логарифмич.
Годовой объем ка­нализационных сто­ков, тыс.куб.м у = -7Е - 0,5х3 + 0,0045х2 + +2,2673х- 5,2178 у =1,749х + 5,9161 0,9448 0,9057 Полиномиальная Линейная

* В ценах 1991 года

Для практических расчетов в качестве аппроксимирующих могут быть использованы линейные, гиперболические, степенные и логарифмические функции, отражающие зависимость затрат ресурсов на создание и эксплуа­тацию ИТ от их мощности. Результаты выбора наилучшей аппроксимации приведены в табл. 7.3. Их графическое изображение представлено на рис.7.2-7.13.

Анализ разработанных моделей зависимости ресурсов ИТ от их мощ­ности показал наличие сильной связи между независимыми переменными, так как значение коэффициента детерминации для всех представленных моделей имеет значение большее 0,9, которое показывает, что величина исследуемых затрат обусловлена влиянием мощности ИТ более чем на 75-99% и лишь на 1-25% - от неучтенных факторов.

На основе проделанного анализа следует вывод о возможности приме­нения разработанных линейных моделей в оценочных расчетах. Для более точных расчетов следует использовать уравнения более высокого порядка.


Рисунок7.3. Зависимость сметной стоимости оборудования ИТ

от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация; 3 - полиномиальная аппроксимация

Рисунок7.4. Зависимость сметной стоимости строительно-монтажных работ ИТ

от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация; 3 - полиномиальная аппроксимация

Рисунок7.5. Зависимость сметной стоимости ИТ с учетом

привязки от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация;

3 - полиномиальная аппроксимация


Рисунок7.2. Зависимость общей сметной стоимости ИТ от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация;

3 - полиномиальная аппроксимация








Рисунок7.6. Зависимость годового расхода холодной воды ИТ

от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация; 3 - полиномиальная аппроксимация

100 120 140

Мощность, МВт

Рисунок7.7. Зависимость годового расхода горячей воды ИТ

от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация; 3 - полиномиальная аппроксимация

Тыс.куб.м

120 140

Мощность, МВт

Рисунок7.8. Зависимость годового расхода газа ИТ от тепловой мощности:

1- проектные данные; 2 - линейная аппроксимация;

3 - полиномиальная аппроксимация

МВт-ч

120 140

Мощность, МВт

Рисунок7.9. Зависимость годового расхода электроэнергии ИТ

от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация; 3 - полиномиальная аппроксимация


Рисунок 7.10.Зависимость годового расхода потребной электрической

мощности ИТ от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация;

3 - полиномиальная аппроксимация

Рисунок 7.11.Зависимость площади застройки ИТ от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - полиномиальная аппроксимация;

3 - логарифмическая аппроксимация

Рисунок7.12. Зависимость численности обслуживающего персонала ИТ

от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - полиномиальная аппроксимация; 3 - логарифмическая аппроксимация


 




Рисунок 7.13.Зависимость годового объема канализационных стоков

ИТ от тепловой мощности:

1 - проектные данные; 2 - линейная аппроксимация; 3 - полиномиальная аппроксимация

7.3. Методика расчета затрат на источники теплоснабжения

Затраты на сооружение и эксплуатацию источников теплоты за срок их службы, период окупаемости или другой установленный пользователем период времени представляют собой функцию факторов-аргументов, ха­рактеризующих количественные и качественные показатели их работы.

К основным количественным показателям работы источников теплоты относятся [30]:

1) выработка теплоты Q;

2) отпуск теплоты потребителям, QHT;

3) расход натурального топлива, В;

4) расход электроэнергии на собственные нужды, WCH;

5) расход теплоты на собственные нужды, qch;

6) расход добавочной воды (для чисто водогрейных котельных расход
добавочной воды на восполнение потерь в тепловых сетях и ИТ), Ода;

7) штатный состав обслуживающего персонала, N*;

8) количество канализационных стоков (дренажных, сбросных и т.п.), GKC.
К основным качественным показателям работы источников тепло­
снабжения относятся:

1) годовое число часов использования установленной мощности, ч, оп­ределяется по формуле:

(7.8)

где Ргод - годовая выработка тепловой энергии источником теплоснабже­ния, ГДж; QyCT - установленная тепловая мощность источника теплоснаб­жения, МВт;

2) коэффициенты использования установленной тепловой мощности и загрузки основного оборудования:

(7.9,7.10)

где Qmax - максимальная вырабатываемая источником теплоснабжения теп­ловая мощность на протяжении отопительного периода (как правило, при наружной температуре воздуха tpo), МВт;

3) коэффициент расхода на собственные нужды:


(7.11)


где Q°™ - теплота, отпущенная потребителям за год, ГДж; Вгод - годовой

расход топлива; Q^ - теплотворная способность топлива; г^ - средний за год коэффициент полезного действия ИТ;

4) экономический КПД брутто и нетто, %:

(7.12) (7.13)

5) удельный расход условного топлива брутто, определяемый в тоннах условного топлива в расчете на 1 ГДж вырабатываемой теплоты:

(7.14) (7.15)

(7.16)

7) удельный расход натурального топлива, брутто, В^ (см. формулу 7.6);

8) удельный расход натурального топлива (природного газа), нетто:

9) штатный коэффициент, чел/МВт:

(7.17)

(7.18)

Одним из основных экономических показателей является себестои­мость производства тепловой энергии. Это важнейший итоговый показа­тель работы предприятия, отражающий технический уровень и результат его производственно-хозяйственной деятельности. Годовые эксплуатаци­онные затраты источников теплоснабжения (себестоимость производства тепловой энергии) подразделяются на постоянные и переменные. К посто­янным относят амортизационные отчисления, содержание персонала, от­числения на текущий и капитальный ремонты, общехозяйственные и про­чие расходы, не связанные непосредственно с объемом производства. К переменным затратам относят годовые эксплуатационные затраты на топ­ливо, электроэнергию, воду или стоимость энергетических ресурсов. Пере­менные затраты зависят от объема выпуска продукции (теплоты) прямо пропорционально и являются одной из основных статей расходов на экс­плуатацию ИN (например, затраты на топливо составляют 60-80% в струк­туре эксплуатационных расходов ИТ).

Удельную себестоимость вырабатываемой теплоты в году t рассчиты­вают по формуле:


(7.19)


отп
где

- годовые эксплуатационные расходы в году, тыс. руб.уб.; Q

- годовой отпуск теплоты потребителям, ГДж.

Затраты на сооружение и эксплуатацию источников теплоты для каж­дого сформированного варианта за период их учета приводятся к одному периоду времени и определяются по формуле:

(7.20)

где h = 1...Н - интервал развития периода оптимизации (за шаг разбиения интервала принят один год); е - число узлов тепловой нагрузки рассматри­ваемого района теплоснабжения; j - число источников теплоснабжения, установленных в узле; i - число типов агрегатов выработки теплоты, уста­новленных в источнике теплоснабжения; Kejj - удельные капитальные вло­жения в строительство ИТ в текущем уровне цен, тыс. руб./МВт (принима­ются по удельным укрупненным показателям сметной стоимости строи­тельства в базисном уровне цен с пересчетом в текущий уровень цен по индексам, определяемым областными Центрами по Ценообразованию или по данным участников инвестиционного процесса. При отсутствии удель­ных показателей сметная стоимость источника теплоснабжения может быть определена в целом на основании данных экономико-математической мо­дели (табл. 7.3); Qejjh - установленная тепловая мощность, МВт; ац, - коэф­фициент приведения разновременных затрат (капитальных вложений) к единому периоду; ась - коэффициент приведения разновременных затрат (годовых эксплуатационных расходов) к единому периоду; о^; - норма го­довых амортизационных отчислений; Cejj - удельные годовые эксплуатаци­онные расходы на производство тепловой энергии, в том числе затраты на топливо, воду, электроэнергию, заработную плату персонала, тыс. руб..; затраты на топливо определяют как произведение расхода топлива на его цену в текущем уровне цен по данным Центра по Ценообразованию в строительстве или других источников; затраты на воду определяют как произведение расхода воды на текущую цену воды; затраты на электро­энергию определяют в соответствии с расчетными формулами [30] в соот­ветствии с ценами текущего периода; затраты на оплату труда персонала определяют как произведение среднегодовой оплаты труда одного работ­ника на численность штата в котельной и на коэффициент, учитывающий обязательные платежи в пенсионный фонд, фонды социального и медицин­ского страхования и др. (в соответствии с действующим законодательст­вом). При этом могут быть использованы либо данные проектов ИТ, либо (при их отсутствии) - зависимости, представленные в табл. 7.3.


7.4. Формирование вариантов тепловых сетей

После формирования проектных вариантов источников теплоты требу­ется разработать варианты распределительных сетей теплоснабжения, ко­торые должны удовлетворять условиям управляемости по обеспечению необходимого режима работы ИТ, возможности совместной работы не­скольких ИТ, взаимного резервирования магистралей сети. Принципиаль­ные схемы построения сетей теплоснабжения (в однолинейном изображе­нии) представлены на рис. 7.14 и 7.15.

Первая схема (рис. 7.14) представляет собой сеть теплоснабжения с местными тепловыми пунктами, в которых трансформируется режим, необ­ходимый для систем теплоиспользования потребителей. Такая сеть включа­ет сотни и тысячи отдельных тепловых пунктов, расположенных в зданиях. Каждый из них рассчитан на параметры ИТ и должен иметь оборудование и приборы регулирования, защиты, контроля и учета, необходимые для удов­летворительного сочетания режима использования теплоты с режимом ИТ и сети теплоснабжения. С увеличением тепловой мощности ИТ увеличива­ется радиус действия сети теплоснабжения, возрастают различия в пара­метрах теплоносителя у потребителей, сложнее становятся схемы присое­динения потребителей.

Рисунок7.14. Принципиальная схема тепловых сетей

с индивидуальными тепловыми пунктами:

1 - районная котельная (или ТЭЦ); 2 - тепловая магистраль; 3 - распределительные

сети в микрорайонах; 4 - секционирующие задвижки в магистралях (задвижки на

ответвлениях от магистралей условно не показаны)

Вторая схема (рис.7.15) включает групповой (микрорайонный) ЦТП и упрощенные местные тепловые пункты в зданиях. Возможный радиус дей­ствия такой сети может составлять до 600-800 м, что позволяет создать в них тепловую устойчивость и точность распределения циркулирующей се­тевой воды в условиях отсутствия авторегуляторов гидравлической устой­чивостью сети теплоснабжения в зависимости от соотношения давлений в начале и конце сети.

15-3613 225


Рисунок7.15. Принципиальная схема тепловых сетей с групповыми

или центральными тепловыми пунктами (ГТП или ЦТП):

1 - районная котельная (или ТЭЦ); 2 - тепловая магистраль; 3 - распределительные сети в микрорайонах; 4 - групповые тепловые пункты;

5 - секционирующие задвижки в магистралях (задвижки на ответвлениях от магистралей условно не показаны)

Отличительными особенностями схемы, представленной на рис. 7.15, являются наличие группового управления и уменьшение количества от­ветвлений от магистрали, что увеличивает надежность сетей без увеличе­ния затрат. Для оптимальной структуры крупных сетей теплоснабжения необходимо устанавливать более мощные тепловые пункты. Сооружение тепловых пунктов мощностью 30-50 МВт полностью отделяет распредели­тельные сети от магистралей и создает стройную иерархическую структуру: источник теплоснабжения ИТ - магистральные сети - тепловой пункт -распределительные сети - тепловые пункты в зданиях и местные системы зданий. Такая структура позволяет получить управляемую систему тепло­снабжения при минимальных затратах на автоматизацию и телемеханиза­цию, т.е. обеспечить точное распределение циркулирующей воды в нор­мальном и аварийном режимах. При совместной работе нескольких ИТ возможно изменение режима работы сети в заданных пределах.

Тем не менее, однозначность вывода о блочном принципе проектиро­вания сетей теплоснабжения должна быть обоснована технико-экономическими расчетами. Групповые ЦТП можно применять и в сетях средней мощности, когда функцию ИТ выполняют районные котельные, а также при объединении нескольких ИТ (котельных).

На рис. 7.16 представлен вариант сети теплоснабжения, объединяющей две районные и квартальную котельные. Через групповые ЦТП к ней при­соединяются две распределительные сети и групповой ЦТП, объединяю­щий работу мелких местных котельных. Такой вариант совместной работы может обеспечить значительную экономию топлива и трудозатрат.


 


Выбор схемы распределительных сетей должен быть основан на расче­тах, учитывающих местные условия строительства (количество, дислока­цию размещения тепловых пунктов, их тепловую мощность, возможность получения необходимого оборудования и др.). Факторы, влияющие на за­траты по сооружению и эксплуатации сетей теплоснабжения, можно объе­динить в следующие группы:

- топографические (данные о месторасположении ИТ и точек присое­
динения ответвлений (или квартальных вводов) к абонентам;

- расчетные тепловые характеристики (максимально часовые и годовые
расчетные тепловые мощности каждого абонента и максимально возмож­
ный отпуск теплоты ИТ);

- расчетные температурные характеристики (максимально возможные
температуры теплоносителя на выходе из ИТ в тепловые сети, минималь­
ные значения требуемых температур воды на вводе у абонентов);

- стоимостные (цены на материалы и другие ресурсы, необходимые для
строительства и эксплуатации сетей теплоснабжения).

Задача определения месторасположения ИТ может быть решена, на­пример, с помощью программы "Структура". Для оценки проектных вари­антов на ранних стадиях проектирования, когда нет рабочего проекта, дос­таточно знать показатели, характеризующие протяженность сети, металло­емкость, задать тип, количество и мощность тепловых пунктов, расчетное значение расхода сетевой воды и перепады давлений в сети.

Рисунок 7.16.Схема объединения котельных принципиальная :

1 - районная котельная; 2 - квартальная котельная;

3 - куст местных (домовых) котельных; 4 - соединительная тепловая сеть; 5 - групповой или центральный тепловой пункт (ГТП или ЦТП)

Для определения протяженности и металлоемкости требуется оценка конфигурации сети. При этом расположение абонента относительно ИТ


 




может определять различную конфигурацию с соответствующей протяжен­ностью сетей, а также варианты конфигурации с одинаковой их протяжен­ностью.

Тип тепловых пунктов для каждого проектного варианта выбирается исходя из тепловой мощности ИТ. Для крупных ИТ принимаются группо­вые ЦТП, для мелких (включая домовые) котельных - тепловые пункты в отапливаемых зданиях. В зависимости от типа тепловых пунктов будет оп­ределена их единичная тепловая мощность в соответствии с данными типо­вых проектов ЦТП, а также количество ЦТП.

Значения перепадов температур сетевой воды позволят перейти от за­данных значений тепловых мощностей, потребляемых абонентами, к рас­четным расходам сетевой воды на эти цели.

Полная материальная характеристика М для разветвленных сетей мо­жет быть определена, если известны диаметры и длина труб по всем участ­кам сети. Для сравнения вариантов на ранних стадиях проектирования дос­таточно задания суммарной длины труб по сетям или суммарной длины трассы сетей. Для двухтрубных водяных сетей первая величина всегда вдвое больше второй. Для определения диаметров используется [57] сред­ний диаметр труб по сетям (dcp), определяемый по формуле:


двумя факторами: разветвленностью сетей, т.е. количеством вводов и от­ветвлений на 1 МВт присоединенного максимума тепловой мощности, и транзитом теплоты, то есть удаленностью источника теплоснабжения ИТ от основной массы потребителей теплоты. С ростом разветвленности и тран­зита теплоты значения показателей ц и А, растут, но определить влияние каждого из этих показателей в отдельности весьма затруднительно. Такая неопределенность связана с тем, что суммарная тепловая мощность сети теплоснабжения QHT характеризует только масштабы отпуска теплоты, но не отражает фактор расположения абонентов относительно ИТ, который весьма существенно влияет на их удельные показатели, но не поддается воздействию при проектировании или эксплуатации сетей.

Таблица7.4 Значения dcp, в зависимости от назначения трубопровода сети теплоснабжения

 

Назначение трубопровода сети теплоснабжения Средний диаметр трубопровода, мм
минимальный максимальный
Внугриквартальные и для небольших поселков
Распределительные и межквартальные
Магистральные и районные

 


(7.21)

где L - суммарная длина труб (или трассы) сетей по всем участкам, м; М -суммарная материальная характеристика, м2; dm, lm - соответственно диа­метр и длина труб (или трассы) сетей на каждом участке, м.

Материальная характеристика представляет собой наружную поверх­ность всех труб теплосети, разделенную на 2л (или п). Таким образом, для средней характеристики сетей теплоснабжения достаточно знать значения L и М или L и dcp.

В табл. 7.4 приведены средние значения диаметров теплопроводов в зависимости от назначения сетей [58].

Кроме среднего диаметра труб, тип сетей характеризует протяжен­ность труб (или трассы сетей) и значение суммарного расчетного макси­мально часового отпуска тепловой мощности по всей сети в целом QHT, МВт. Однако пределы колебаний значений L и QHT применительно к сетям одного и того же типа намного больше, чем для значений dcp, и поэтому их характеристика типа сетей менее точная. Пределы колебаний значений ма­териальной характеристики М также велики.

Профессором С.Ф. Копьевым предложены удельные показатели: удельная материальная характеристика ц и удельная длина трассы сетей теплоснабжения X., определяемые по формулам:

(7.22, 7.23)

С уменьшением среднего диаметра dcp, удельные показатели ц и Л рас­тут, причем колебания значений удельной материальной характеристики меньше, чем удельной протяженности трассы. Эти колебания вызываются


Для учета этого фактора предлагается использовать вместо понятия "теплоплотность района" (основанного на допущении равномерно распре­деленной тепловой мощности по территории района) другой показатель, основанный на представлении потребляемых тепловых мощностей в виде сосредоточенных нагрузок в точках их присоединения к тепловым сетям.

Таблица7.5

Средняя дальность транспорта теплоты и удельный оборот теплоты по трассе сети теплоснабжения

 

Категория трубопровода сети теплоснабжения Средняя дальность транспорта теплоты в сети Icp м Средний удельный оборот теплоты по трассе сети scp, МВт
миним. максим. миним. максим.
Внугриквартальные и для небольших поселков 0,6 1,2
Распределительные и меж­квартальные 1,2 2,9
Магистральные и районные

При рассмотрении процесса транспортировки теплоты потребителям каждый i-й потребитель тепловой мощности характеризуется двумя вели­чинами: расчетным максимумом qij и расстоянием точки присоединения этого потребителя от ИТ li. Произведение этих величин МВт-м или МВт-км в данной работе предлагается назвать, по аналогии с механикой, моментом тепловой нагрузки относительно ИТ. Чем больше значение этого момента,









Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-25; Просмотров: 194;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная