Содержание.
Введение.
1.
ТЭО систем теплоснабжения.
1.1.
Определение оптимальной мощности центрального теплового пункта.
1.2.
Выбор оптимальной удельной потери давления в трубопроводах
тепловой сети.
1.3.
Определение оптимальной толщины изоляции трубопроводов теплосетей.
2.
ТЭО систем газоснабжения.
2.1.
Выявление оптимальной трассировки межпоселкового
распределительного газопровода.
2.2.
Выбор оптимального количества очередей строительства ГРС.
2.3.
Определение оптимальной мощности и радиуса
действия газорегуляторного пункта.
2.4.
Определение оптимальной мощности и радиуса
действия газонаполнительной станции сжиженного газа.
Заключение.
Список литературы.
Введение.
Характерной особенностью проектных и плановых решений в области теплогазоснабжения является многовариантность. При этом отдельные конструктивные элементы, технологические схемы, установки могут быть выполнены неоднозначно, то есть с различными параметрами:
- термодинамическими ( температура воды, давление газа, влажность воздуха и т.д.)
- гидравлическими ( расход теплоносителя, потеря давления в трубопроводе, скорость движения воздуха и т.д.);
- конструктивными ( трассировка газопровода, схемы подключения потребителей) и другие.
Задачей технико–экономической оптимизации заключается в определе6нии таких параметров систем, которые для достижения заданного результата требуют наименьшие затраты материальных, энергетических, денежных или других ресурсов.
1. ТЭО СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ.
Определение оптимальной мощности центрального теплового пункта.
С увеличением мощности ЦТП снижаются удельные затраты в источник теплоснабжения, но вместе с тем возрастают аналогичные затраты на тепловые сети за счет увеличения их средних диаметров и протяженности. Оптимальная мощность ЦТП (количество ЦТП в жилом массиве) определяют технико-экономическим расчетом.
Задача сводится к минимизации приведенных затрат по комплексу ЦТП – тепловые сети.
, (1.1.1)
где i=1,2…n варианты проектных решений с различным количеством ЦТП;
КТС и ИТС – капитальные вложения и эксплуатационные расходы по системе теплоснабжения.
Задача решается методом вариантам расчетом с разным количеством ЦТП. Условие З=min соответствует оптимальное количество ЦТП, nopt →Gцтп. Капитальные вложения в систему теплоснабжения включают в себя сметную стоимость магистраль км, и распределим Кс , а также сметную стоимость Кцтп. Расходы на эксплуатацию системы теплоснабжения включает в себя отчисления на инновацию, на капитальные и текущие ремонты. Рр, Рк, Рт, Зп, У – расходы на управления , стоимость электроэнергии затрачиваемую на перекачку теплоноситель, стоимость тепло потерь трубопроводами.
В качестве первого приближения к аналитическому решению задачи, примем ряд допущений. Изменение мощности ЦТП (количество ЦТП) мало сказывается на затраты по магистральному транспорту теплоносителя. Изменяются в основном количество и суммарная протяженность ответвлений ЦТП. Практически не изменяется диаметр, протяженность по этому затраты в магистральный транспорт примем постоянный и исключим из целевой функции.
З=Ен(Кцтп+Кс)+Ицтп+Ис (1.1.2)
Анализ источников показывает, что в общем случаи удельные капитальные вложения на единицу тепло мощности ЦТП и сети зависят от многих факторов в том числе от мощности ЦТП Q, от плотности теплопотребления в жилом массиве q, схемы теплоснабжения, способа прокладки теплопровода, характера застройки жилого массива, географического климата и другим условиям. Однако определяющую роль играет параметр Q, поэтому можно записать
, (1.1.3)
где α и β – коэффициенты пропорциональности, численные значения которых зависят от схемы тепло снабжения и способа прокладки тепло провода.
Распишем эксплутационные расходы
Ицтп=φцтп*Кцтп +Зпцтп , (1.1.4)
Ис= φсКс+Э+Итр+Зпс, (1.1.5)
где φцтп, φс – доля годовых отчислений на эксплуатацию ЦТП и распределения сети.
Зпцтп=Зпс – удельная стоимость обслуживания ЦТП и распределительных сетей.
Э и Итр – зависят от мощности Q и от плотности тепло потребления q, однако в общем объеме затрат, эти компоненты составляют вторую величину в порядки малости, примем их постоянными, также исключим из целевой функции, тогда окончательно функция затрат следующий вид:
(1.1.6)
Для нахождения минимума затрат дифференцируем последнее равенство и приравниваем к нулю.
(1.1.7)
Перепишем полученное выражение.
(1.1.8)
Умножим обе части выражения (1.8) на
(1.1.9)
откуда
(1.1.10)
После возведения в степень –1,52 находим
(1.1.11)
Уравнение (1.11) в силу принятых допущений носит весьма приближенный характер.
Определим оптимальную мощность центрального теплового пункта для жилого массива города.
1. Плотность тепло потребления q =72,5 ГДж/(ч га).
2. Потребители подключены к тепловой сети по зависимой схеме α=7,3.
3. Прокладка теплопроводов канальная β=3,47.
4. Годовые отчисления от капитальных вложений на эксплуатацию φцтп=4,553 1/год , φс=2,088 1/год.
5. Коэффициент эффективности кап вложений Ен=0,12 1/год.
В результате имеем
Выбор оптимальной удельной потери давления в трубопроводах тепловой сети.
Методику расчета задачи рассмотрим на примере транзитной тепловой сети. С увеличением удельной потери давления уменьшаются капитальные вложения в тепловую сеть потери тепла за счет уменьшения диаметров трубопроводов. В месте с тем возрастает расход электроэнергии на работу сетевых насосов.
Задача сводится к минимизации функции вида
З=(φ+Ен)Ктс+Э+Итп , (1.2.1)
где Ен – нормативный коэффициент эффективности кап вложений, равный 0,12 1/год;
Э – стоимость электроэнергии, расходуемой сетевыми насосами, руб/год;
Итп – годовая стоимость теплопотерь трубопроводами, руб/год;
Кт.с. – капитальные вложения в тепловую сеть, руб.
φ – доля годовых отчислений на реновацию, ремонты и обслуживание тепловой сети.
Капитальные вложения в тепловую сеть
Кт.с = ( а +в·d )l=a·l+b·d·l , (1.2.2.)
где а,в – стоимостные параметры 1 м тепловой сети;
l – длина тепловой сети, м;
d – диаметр тепловой сети, м.
Обозначим :
М= d · l, (1.2.3.)
где М – материальная характеристика тепловой сети, м².
Тогда уравнение (1.2.2.) примет вид:
Кт.с. = a·l+b·M (1.2.4.)
С изменением удельной потери давления изменяется диаметр трубопровода и ее материальная характеристика.
К´т.с = в ·М (1.2.5.)
Диаметр тепловой сети находится по формуле:
, (1.2.6.)
где К – коэффициент пропорциональности, численные значения которого определяются величиной абсолютной шероховатости внутренней поверхности трубопроводов;
G – расход теплоносителя, кг/с;
ρ - плотность теплоносителя, кг/м³;
∆P – потери давления в тепловой сети, Па.
Выразим потери давления в сети ∆P через удельную линейную потерю давления R и длину трубопровода l:
∆P = R · l · (1+m), (1.2.7.)
где m – доля потери давления в местных сопротивлениях тепловой сети:
m = Z, (1.2.8.)
где Z – коэффициент пропорциональности:
· для водяных сетей Z=0,02;
· для паровых сетей Z=0,1.
Тогда уравнение (1.2.6) примет следующий вид:
(1.2.9.)
А материальная характеристика примет вид:
(1.2.10.)
Обозначим через М0 материальную характеристику сети при некотором фиксированном значении удельной линейной потери давления R0.
Согласно (1.2.10) можно записать при ρ0=ρ
(1.2.11.)
Откуда
М=Мо (1.2.12.)
С учетом (1.2.5.) и (1.2.12) переменная часть капитальных вложений в тепловую сеть будет
К´т.с =в·Мо (1.2.13.)
Стоимость электроэнергии, затрачиваемой на перекачку теплоносителя равна:
, (1.2.14.)
где τ – годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети, ч/год;
η – КПД сетевых насосов;
Сз – районные замыкающие затраты на электроэнергию, руб/(Вт ч).
Найдем стоимость тепла, теряемого трубопроводами :
Итп=Зт·τ·k·π·М0·(1+β) , (1.2.15.)
где Зт – районные замыкающие затраты на тепловую энергию, руб/Втч;
k – коэффициент теплопередачи трубопроводов тепловой сети, Вт/м²к. Определяется тепло техническим расчетом;
t- среднегодовая температура теплоносителя в трубопроводах, ºС;
t- средняя за период эксплуатации тепловой сети температура окружающей среды, ºС;
β – коэффициент, учитывающий теплопотери через неизолированные участки трубопровода.
Используя (1.2.1), (1.2.13), (1.2.14) и (1.2.15), запишем следующее выражение для целевой функции:
(1.2.16)
Для нахождения оптимальной величины удельной линейной потери давления продифференцируем функцию (1.2.16) и приравняем полученное выражение к нулю:
(1.2.17)
откуда после некоторых преобразований
R (1.2.18.)
где
(1.2.19)
Методика экономического обоснования транзитной тепловой сети сводится к следующим этапам расчета. При заданной величине R0 на основании гидравлического расчета определяется диаметр сети d0 и ее материальная характеристика М0. Затем выявляется оптимальное значение удельной линейной потери давления Ropt и повторным расчетом находится оптимальный диаметр dopt.
Методика расчета транзитного теплопровода применима и для тупиковой распределительной сети.
Оптимальное значение линейной потери давления на головной магистрали тепловой сети Ropt находится по уравнениям (1.2.18) и (1.2.19) с помощью подстановки:
;
где - суммарная протяженность участков головной магистрали, считая подающую и обратную линию теплопровода, м;
n – общее количество участков магистрали;
di,0 – диаметр i-го участка, рассчитанный при заданной величине удельной линейной потери давления R0, м;
li - длина i-го участка, м.
G=55кг/с
l1=650м l2=550м l3=750м
G=30кг/с
G=70кг/с
Рис 1. Расчетная схема тепловой сети.
Исходные данные.
1. Доля годовых отчислений на реновацию, ремонт и обслуживание тепловой сети =0,075 1/год.
2. КПД сетевых насосов η=0,6.
3. Плотность теплоносителя ρ=970 кг/м³.
4. Разность температуры =40 ºС.
5. Годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети τ=6000 ч/год.
6. Удельная стоимость электроэнергии Сэ=58·10 руб/(Вт ч).
7. Районные замыкающие затраты на тепловую энергию Зт=76·10руб/(Вт ч).
8. Стоимостной коэффициент в=3990 руб/м².
9. Коэффициент теплопередачи трубопроводов тепловой сети К=1,25 Вт/м²к.
10. Коэффициент учитывающий теплопотери через неизолированные участки трубопровода, β=0,2.
11. Коэффициент эффективности капитальных вложений Е=0,12 1/год.
Общая длина магистрали.
l=l1+l2+l3=650+550+750=1950 м.
Гидравлическим расчетом Rо=80 кПа , получим следующие диаметры сети по участкам: d1,0=377×9 мм, d2,0=273×7 мм, d3,0=194×5мм.
Материальная характеристика сети.
Мо=0,377·650+0,273·550+0,194·750=540,7 м².
Определим долю потери давления в местных сопротивлениях: m=Z
Определим оптимальное значение удельной линейной потери давления
R
Определение оптимальной толщины тепловой изоляции трубопроводов тепловой сети.
С увеличением толщины изоляции возрастают затраты в сооружение и эксплуатацию теплоизолированного трубопровода. Вместе с тем, снижается теплопотери, а значит и годовая стоимость теряемой теплоты.
Задача сводится к минимизации функции следующего вида:
З=(Ен+φ)Киз+Итп , (1.3.1)
где Ен – коэффициент эффективности кап вложений 1/год;
φ – доля годовых отчислений на эксплуатацию тепловой изоляции 1/год;
Киз – капитальные вложения в теплоизоляцию 1/год;
Итп – стоимость теплопотерь, руб/год.
Решение задачи рассмотрим на примере двухтрубного подземного теплопровода при бесканальной прокладке.
Капитальные вложения в тепловую изоляцию 1м двухтрубного теплопровода определяется по формуле:
, (1.3.2)
где Сиз – удельная стоимость тепловой изоляции «в деле» , руб/год;
Vиз – объем тепловой изоляции, м;
d – диаметр трубопровода, м;
δиз – толщина тепловой изоляции, м.
Годовая стоимость тепла, теряемого теплопроводом, определяется по формуле
Ит.п = (qп + qо) τ Ст (1+β) , (1.3.3)
где qп , qо - удельные потери тепла 1 м подающего и обратного трубопроводов тепловой сети, Вт/м;
Ст – районные замыкающие затраты на тепловую энергию, руб/(Вт ч);
τ – годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети, ч/год;
β - коэффициент, учитывающий теплопотери через не изолированные участки трубопровода.
Удельные теплопотери трубопроводами находятся
, (1.3.4)
, (1.3.5)
где ,-среднегодовая температура теплоносителя в подающей и обратной магистрали, ˚С;
- средняя температура грунта на глубите заложения трубопроводов, принимаются по климатическим справочникам - 5ºС;
Rп, Rо, - термическое сопротивления подающего и обратного трубопроводов тепловой сети, м К/Вт;
Rинт - дополнительное термическое сопротивление, учитывающее тепловую интерференцию теплопроводов, м К/Вт.
Термические сопротивления трубопроводов определяются по формулам:
, (1.3.6)
, (1.3.7)
где , - теплопроводность теплоизоляции и грунта, Вт/(м К);
h – глубина заложения трубопровода , м;
s – шаг между трубами, м.
Подставляя вышеприведенные выражения в целевую функцию получим (1.3.8)
Задаваясь рядом значений 1,2, …n вычислим затраты З1, З2, …Зn . Условию З=min соответствует оптимальная толщина тепловой изоляции .
Определим оптимальную толщину тепловой изоляции 2х трубного теплопровода водяной теплосети при исходных данных:
1. Прокладка трубопровода – бескональная.
2. Тип тепловой изоляции – битумоперлит.
3. Наружный диаметр трубопровода, dн = 0,219м.
4. Глубина заложения трубопровода , м.
5. Шаг между трубами, ,м.
6. Теплопроводность изоляции, λиз= 0,12 Вт/мк.
7. Теплопроводность грунта, λгр=1,7 Вт/мк.
8. средне годовая температура грунта , = 5ºС.
9. Среднегодовая температура теплоносителя, =90, =50ºС.
10. Годовое число часов работы тепловой сети , τ= 6000 ч/год.
11. Удельная стоимость тепловой изоляцию, Сиз=1330 руб/м3.
12. Удельная стоимость тепловой энергии, СТ=348·руб/(Вт ч).
13. Доля годовых отчислений на эксплуатацию теплоизоляции φ=0,093 1/год.
14. Коэффициент эффективности кап вложений Е=0,12 1/год.
Все расчеты производятся на ЭВМ и результаты заносятся в таблицу 1.
З, руб/год
431
372
339
322
314
313
317
325
336
350
367
386
408
431
,м
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
0,22
0,24
0,26
0,28
0,30
Минимальному значению удельных приведенных затрат Зmin= 321 руб/(год·м) соответствует оптимальная толщина изоляции = 134 мм. Выявим зону экономической неопределенности управляющего параметра . Для этого примем минимальную погрешность определения расчетных затрат ± 3%. Как видно из графика, наличие погрешности ±ΔЗ обуславливает зону экономической неопределенности управляющего параметра от =86 мм до =192 мм, в пределах которой все значения являются равноэкономичными. Критерию минимума затрат в тепловую изоляцию соответствует =86 мм. Критерию минимума теплопотерь =192 мм.
2. ТЭО СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ.
Выбор оптимальной трассировки межпоселкового распределительного газопровода.
Выбор оптимального варианта трассы сводится к выявлению такого положения головной магистрали, при котором суммарная металлоемкость ответвлений к потребителям имеет минимальное значение. С математической точки зрения, задачи сводятся к нахождению уравнения прямой линии, расположенной на минимальном расстоянии от нескольких случайных точек.
Суть метода заключается в следующем. На генеральном плане местности наносится координатная сетка, на которой фиксируются координаты отдельных потребителей. Поскольку общая металлоемкость ответвлений прямо пропорциональна их суммарной длине и среднему диаметру, при выборе оптимального варианта трассировки головной магистрали необходимо учитывать не только количество и положение потребителей, но их нагрузки.
Для определения расчетных координат головной магистрали распределительного трубопровода используется следующее выражение:
y=a+b·x·Gm , (2.1.1)
где x, y – расчетные координаты магистрали;
a, b – искомые параметры прямой.
Задача заключается в нахождении наименьшей суммы квадратов отклонений расчетных значений координат по уравнению
, (2.1.2)
где n – количество ответвлений к потребителям;
xi, yi – заданные координаты потребителей.
Дифференцируя функцию S по искомым параметрам a и b и приравнивая полученные выражения к нулю, получаем систему следующего вида:
(2.1.3)
решая которую, находим aopt, bopt и оптимальную трассировку трубопровода:
В частном случае, когда нагрузки потребителей одинаковы, целевая функция задачи трансформируется в уравнение
(2.1.4)
Нахождение искомых значений параметров аopt, вopt сводится к решению системы уравнения:
(2.1.5)
Необходимо найти оптимальную трассировку межпоселкового газопровода на четыре потребителя со следующими координатами:
x1=2,5 км; y1=8 км;
x2=4,5 км; y2=2,5км;
x3=6,5 км; y3=7,5 км;
x4=10,5 км; y4=7 км.
Нагрузки потребителей одинаковы.
Подставляя координаты в уравнение (2.1.5), получим
4a+b(2,5+4,5+6,5+10,5)-(8+2,5+7,5+7)=0
a(2,5+4,5+6,5+10,5)-b(2,52+4,52+6,52+10,52)-(2,5·8+4,5·2,5+6,5·7,5+10,5·7)=0
После преобразования имеем
4a+24b-25=0
24a+179b-153,5=0
откуда aopt=5,65; bopt=0,1.
Таким образом, оптимальное положение головной магистрали распределительного трубопровода определяется уравнением:
yopt=5,65+0,1x
График полученной зависимости приведен в графической части курсовой работы.
Минимальное расстояние от потребителя до распределительной сети составляет 0,3 м, максимальное – 3,6 м.
Выбор оптимального количества очередей строительства ГРС.
Если строительство объекта осуществляется в течении года и в последующем выходит на проектную эксплуатацию с постоянным уровнем эксплуатационных расходов, годовые приведенные затраты определяются по формуле
З=Ен·к+И , (2.2.1)
где З – приведенные затраты, руб/год;
Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год;
к – единовременные вложения в сооружение объекта, руб;
И – текущие издержки по эксплуатации объекта, руб/год.
В том случае, когда капитальные вложения осуществляются в течение нескольких лет, то есть распределены во времени, приведенные затраты определяются с помощью нормативного коэффициента приведения:
, (2.2.2)
где З – суммарные приведенные затраты, руб;
tсл – срок службы объекта;
кt – капитальные вложения в t-том году, руб;
Иt – расходы по эксплуатации в t-том году (без отчислений на реновацию), руб;
αt – коэффициент приведения разновременных затрат базисному году, определяемый по формуле
, (2.2.3)
где Енп – норматив приведения разновременных затрат, равный 0,08;
t – разность мужду годом приведения и базисным годом;
tн – начальный год расчетного периода, определяемый началом финансирования строительства объекта.
В качестве базисного года принимается первый год эксплуатации объекта.
ГРС может быть построена сразу на полную мощность при сметной стоимости к1=2850 тыс. рублей или в две очереди (вторая через 4 года) при сметной стоимости к2=3762 тыс. рублей, в том числе затраты на первую очередь 1180 тыс. рублей. Переменная часть годовых эксплуатационных расходов составляет 5% от соответствующих капитальных вложений. Срок службы станции tсл=25 лет. Необходимо определить экономически более целесообразный вариант строительства.
Расчетные затраты по вариантам определяем, используя формулу (2.2.2):
А) При строительстве ГРС в одну очередь
=2850+131,94+122,17+113,12+104,74+96,98+89,8+83,15+76,99+71,29+66+61,12+56,59+52,4+48,52+44,92+41,59+38,51+35,66+33,02+30,57+28,31+26,21+24,27+22,47+20,81=4371,13 тыс. руб.
Б) При строительстве ГРС в две очереди
=2280+1089,31+105,56+97,74+90,5+138,26+128,02+118,53+109,75+101,62+94,1+87,13+80,67+74,7+69,16+64,04+59,3+54,9+50,84+47,07+43,59+40,36+37,37+34,6+32,04+29,66+27,47=5186,28 тыс.руб.
Вывод: экономически целесообразным является строительство ГРС в одну очередь.
Определение оптимальной мощности и радиуса действия газорегуляторного пункта.
С увеличением радиуса действия ГРП (с уменьшением количества ГРП в жилом массиве) снижаются приведенные затраты по самим ГРП, а так же по распределительным сетям высокого давления. Вместе с тем возрастают затраты в распределительной сети низкого давления за счет увеличения их среднего диаметра. Под радиусом действия ГРП R подразумевают расстояние по прямой от ГРП до точки встречи потоков газа на границе между соседними ГРП. Выявим связь между радиусом действия ГРП R и радиусом действия газопровода Rr. Рассмотрим два варианта размещения ГРП на газоснабжаемой территории: шахматный и коридорный.
В качестве расчетной модели газоснабжаемой территории примем жилой массив с квадратной конфигурацией, с квадратными кварталами и кольцевыми сетями низкого давления.
— - газопровод низкого давления
→ - радиус действия ГРП
● - ГРП
---→ - радиус действия газопровода Rr.
- граница газоснабжаемой территории.
Рис. 2. Схемы размещения ГРС на территории населенного пункта.
Rr=R Rr=R
Rr=L*R L=1/ L=1,3.
Выявим связь между радиусом действия ГРП R, их количеством n и площадью газоснабжаемых территорий F.
R= L , (2.3.1)
L=½. (2.3.2)
Подставим (2.3.2) в (2.3.1).
, (2.3.3)
. (2.3.4)
Капитальные вложения в ГРП определяются по формуле:
Кгпр = К' · n (2.3.5)
или с учетом (2.3.4)
Кгпр = К'гпр, (2.3.6)
где К'гпр – удельные капитальные вложения в один ГРП, руб.
Затраты по эксплуатации ГРП могут быть выражены в виде годовых отчислений от капитальных вложений.
Игрп=φ·Кгрп (2.3.7)
Приведенные затраты в газорегуляторные пункты с учетом (2.3.6) и (2.3.7) определяются функцией:
Згпр = Ен· Кгпр + Игпр = (Ен + φ) К'гпр (2.3.8)
Определим расчетные затраты в сети низкого давления. Полагаем, что газопроводы работают в режиме гладких труб.
d=a·Q(, (2.3.9)
где d – диаметр газопровода, см;
а – коэффициент пропорциональности, зависящий от состава газа;
Q – расход газа по трубопроводу, м³/ч;
L – длина газопровода, м;
ΔΡ – потеря давления в газопроводе, Па.
Введем подстановку: d = dср; L = Rr = α·R; Q = Qср; ΔΡ = ΔΡн.
получим для среднего диаметра распределительных газопроводов низкого давления
dср= a·Qср, (2.3.10)
где ΔΡн – нормативный перепад давлений в уличных распределительных сетях, Па.
Полагаем, что газопроводы несут только путевую нагрузку, можно записать для среднего расхода газа:
Qср=0,55·q· Rr=0,55·q· R·α , (2.3.11)
где q – удельный путевой расход газа, м3/(ч м).
Численные значения указанного параметра определяются по формуле
, (2.3.12)
где ∑Q – максимальный часовой расход газа жилым массивом;
- суммарная протяженность уличных газопроводов низкого давления.
Подставив (2.3.11) в (2.3.10) и преобразуя полученное выражение, имеем
(2.3.13)
Удельные капитальные вложения в 1 м газопровода определяются по формуле:
К'н/д=а+в·d , (2.3.14)
где а,в – стоимостные параметры 1 м газопровода, руб/м;
d – диаметр газопровода, см.
Для подземных газопроводов низкого давления допускается применение упрощенной зависимости:
К'н/д ≈в·d (2.3.15)
Общие капитальные вложения в сети низкого давления:
Кн/д= К'н/д (2.3.16)
Расходы на эксплуатацию одного м подземного газопровода низкого давления определяются по формуле:
И'н/д= 0,033К'н/д+0,2 (2.3.17)
Суммарные расходы на эксплуатацию сетей низкого давления:
Ин/д= И'н/д· (2.3.18)
Или с учетом (2.3.13) и (2.3.15)
(2.3.19)
Приведенные затраты в сети низкого давления
Зн/д = Ен· Кн/д + Ин/д =f(R) (2.3.20)
Определим затраты в сети высокого (среднего) давления. Изменение радиуса действия ГРП мало сказывается но общей конфигурации сети высокого (среднего) давления. В основном изменяется количество и протяженность ответвлений от ГРП к потребителю.
Суммарная протяженность ответвлений определяется количеством ГРП и их радиусом по формуле
(2.3.21)
Капитальные вложения в сети среднего давления:
(2.3.22)
или с учетом (2.3.15)
, (2.3.23)
где dср – средний диаметр ответвлений, см.
Подставив в уравнение (2.3.23) уравнения (2.3.21) и (2.3.4) получим
(2.3.24)
Расходы по эксплуатации одного м газопровода среднего, высокого давления :
И'с/д=0,033Кс/д+0,5 (2.3.25)
Переменная часть эксплуатационных затрат по сетям высокого (среднего) давления
Ис/д = И'с/д (2.3.26)
или с учетом (2.3.15), (2.3.21) и (2.3.4)
(2.3.27)
Переменная часть приведенных затрат по сетям высокого (среднего) давления
Зс/д = Ен· Кс/д + Ис/д (2.3.28)
Подставляя приведенные выражения в исходную целевую функцию получим:
З = Згпр + Зс/д + Зн/д =f(R) (2.3.29)
Для нахождения оптимального радиуса действия ГРП необходимо взять первую производную от затрат и приравнять ее к нулю.
В результате детальной проработки приведенных уравнений получится следующее выражение для оптимального радиуса действия ГРП:
, (2.3.30)
где μ – коэффициент плотности сети низкого давления, 1/м;
q – удельная нагрузка сети низкого давления, м3/ч м.
На основании статистического анализа технико-экономических показателей реальных проектов газоснабжения предложены следующие расчетные уравнения:
, (2.3.31)
, (2.3.32)
где m – плотность населения газоснабжаемой территории, чел/га;
l – удельный часовой расход газа на одного человека, м3/(ч чел);
ΣQ – максимальный часовой расход газа населенным пунктом, м3/ч;
F – площадь газоснабжаемой территории, га.
Положив в уравнении (2.3.30) b=0,55 руб/м см, получим с учетом (2.3.31) и (2.3.32):
(2.3.33)
При известном значении радиуса Ropt оптимальную нагрузку ГРП находим по формуле
(2.3.34)
Оптимальное количество ГПР:
(2.3.35)
Определим оптимальный радиус действия, количество и оптимальную пропускную способность ГПР для систем газоснабжения со следующими исходными данными:
1. Стоимость одного ГПР К’гпр =142500 руб.
2. Нормируемый перепад давлений в уличных газопроводах низкого давления ΔΡн=1200 Па.
3. Плотность населения m=684 ч/га.
4. Удельный головной расход газа на отдельного человека l=0,08 м³/(ч чел).
5. Площадь газоснабжаемой территории F=779 га.
Коэффициент плотности сети низкого давления:
μ=(75+0,3·684)10=280,2·101/м
Оптимальный радиус действия ГРП:
м
Оптимальная пропускная способность 1 ГРП:
м³/ч.
Оптимальное количество ГРП:
шт.
Оптимальный радиус действия 1555,3 м, оптимальная пропускная способность 26472,2 м³/ч и оптимальное количество – 2 штук.
Определение оптимальной мощности и радиуса действия газонаполнительной станции сжиженного газа.
Примем в качестве критерия оптимальности минимум удельных приведенных затрат по комплексу ГНС – потребитель:
Згнс-п=Згнс+За.т.+Зпсг=min , (2.4.1)
где Згнс – удельные приведенные затраты по ГНС, руб/т;
За.т – то же в доставку газа автомобильным транспортом, руб/т;
Зпсг – то же в поселковую систему газоснабжения, руб/т.
Поскольку затраты в поселковые системы газоснабжения в сравниваемых вариантах остаются неизменными, примем в качестве целевой функции переменную часть удельных приведенных затрат:
Згнс-п=Згнс+За.т.=min (2.4.2)
Полагая, что потребители сжиженного газа распределены равномерно по всей территории, прилегающей к ГНС, можно записать:
, (2.4.3)
где q – плотность газопотребления на территории, обслуживаемой станцией, т/(год км2);
N – мощность станции, т/год;
F - площадь газоснабжаемой территории, км2.
Связь между мощностью станции и радиусом ее действия устанавливается уравнением:
, (2.4.4)
где R0 – радиус действия станции, км.
Доставка сжиженного газа с населенные пункты осуществляется:
· по кратчайшему расстоянию от ГНС до потребителя (радиальная дорожная сеть);
· по наиболее протяженному маршруту (прямоугольная дорожная сеть).
dR
a
R
a
R0
Рис. 3. Расчетная схема доставки сжиженного газа потребителям.
При среднем варианте доставки продукта
l≈1,2R (2.4.5)
Удельные приведенные затраты в ГНС определяются по формуле:
, (2.4.6)
где А – стоимостной параметр,, численное значение которого зависит от способа реализации сжиженного газа.
Удельные приведенные затраты в автомобильный транспорт сжиженного газа
, (2.4.7)
где а и в – стоимостные параметры, руб/т, численные значения которых зависят от способа доставки сжиженного газа, дорожных условий и других обстоятельств.
Подставив (2.4.5) в (2.4.7) имеем
(2.4.8)
Прирост реализации сжиженного газа соответствует приращению радиуса газоснабжения на величину dR:
Согласно (2.4.8), переменная часть транспортных затрат составляет 1,2вR. Таким образом, общее приращение затрат по доставке сжиженного газа на всей территории, прилегающей к ГНС:
, (2.4.9)
где R0 – радиус действия газонаполнительной станции, км, или в перерасчете на 1 т реализуемого газа по (2.4.4)
(2.4.10)
Подставив (2.4.10) в (2.4.8), имеем
(2.4.11)
Тогда с учетом (2.4.6) и (2.4.11) целевая функция задачи (2.4.2) примет следующий вид:
(2.4.12)
Выразим мощность станции через радиус ее действия по уравнению (2.4.4):
(2.4.13)
Для нахождения оптимального радиуса действия ГНС возьмем первую производную от целевой функции и приравняем ее к нулю:
(2.4.14)
откуда
(2.4.15)
а оптимальная мощность станции по (2.4.4) будет
(2.4.16)
Населенный пункт снабжают сжиженным газом от ГНС по следующей схеме:
· 85% квартир – от баллонных установок;
· 15% квартир – от резервуарных установок.
1. Средняя плотность потребления газа на территории, обслуживаемой станцией q= 5 т/(год км2).
2. Удельные экономические показатели баллонных систем газоснабжения Аб=3477000; вб=16,017 руб/(Т км).
3. Удельные экономические показатели резервуарных систем газоснабжения Ар=1858200; вр=3,135 руб/(Т км).
Оптимальный радиус действия ГНС:
· Для баллонного варианта
км
· Для резервуарного варианта
км
При заданном соотношении баллонного и резервуарного газоснабжения
км
Оптимальная мощность станции:
тыс.т/год.
Заключение.
В результате технико–экономический расчетов, проведенных по критерию минимума приведенных затрат:
1. Обоснованы оптимальные технические решения и проектные разработки в области ТГС и В, получены оптимальные параметры технологического оборудования, систем и установок.
2. Изучено влияние фактора времени и неопределенности исходной информаций.
3. Проведена экономическая оценка полученных результатов и выявлена экономическая эффективность оптимизации.
Список литературы.
1. Богуславский Л.Д. Экономика теплогазоснабжения и вентиляции. – М.: Стройиздат, 1988. – 351 с.
2. Ионин А.А. Газоснабжение. – М.: Стройиздат, 1989 – 438 с.
3. Ионин А.А., Хлынов Б.М., Братенков В.Н., Терлецная Е.Н. Теплогазоснабжение. – М. Стройиздат 1982 – 162 с.
4. Курицын Б.Н. Оптимизация систем теплогазоснабжения и вентиляции .- Саратов: Издательство СГТУ, 1992 – 162 с.