Технико-экономическая оптимизация систем теплогазоснабжения (ТЭО)
СОДЕРЖАНИЕ: ТЭО систем теплоснабжения. Оптимальная мощность центрального теплового пункта. Выбор оптимальной удельной потери давления в трубопроводах тепловой сети. ТЭО систем газоснабжения. Количество очередей строительства ГРС, мощности газорегуляторного пункта.Министерство образования и науки Российской Федерации Саратовский государственный технический университет.
Кафедра Теплогазоснабжение и вентиляция
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему:
«ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ
ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМ Т, ГС И ТГУ»
Выполнил:
Проверил:
Саратов 2005г.
Реферат
Пояснительная записка содержит 29 страниц, 3 рисунка, 1 таблицу.
СИСТЕМЫ ТЕПЛОГАЗОСНАБЖЕНИЯ, ПРИВЕДЕННЫЕ ЗАТРАТЫ, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ, ОПТИМИЗАЦИОННАЯ ЗАДАЧА, ТРАССИРОВКА, ГНС, ГРП.
Объектами оптимизации является системы теплоснабжения, и газоснабжения, а так же их конструктивные элементы и технологические параметры.
Цель работы – технико-экономическая оптимизация проектных разработок и технологических решений в области теплогазоснабжения, выбор оптимальных технологических параметров систем и установок.
В пояснительной записке приводится обоснование рациональных технических решений по теплогазоснабжению населенных пункто, рекомендуются оптимальные режимы эксплуатации инженерных систем и оборудования, дается экономическая оценка результатов оптимизации.
Содержание.
| Реферат. | |
| 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 и – коэффициенты пропорциональности, численные значения которых зависят от схемы тепло снабжения и способа прокладки тепло провода.
Распишем эксплутационные расходы
Ицтп=цтп*Кцтп +Зп цтп , (1.1.4)
Ис= сКс+Э+Итр+Зп с , (1.1.5)
где цтп , с – доля годовых отчислений на эксплуатацию ЦТП и распределения сети.
Зп цтп =Зп с – 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 =7,3.
3. Прокладка теплопроводов канальная =3,47.
4. Годовые отчисления от капитальных вложений на эксплуатацию цтп=4,553 1/год , с=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=(+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.
– доля годовых отчислений на реновацию, ремонты и обслуживание тепловой сети.
Капитальные вложения в тепловую сеть
Кт.с = ( а +вd )l=al+bdl , (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, м.
Тогда уравнение (1.2.2.) примет вид:
Кт.с. = al+bM (1.2.4.)
С изменением удельной потери давления изменяется диаметр трубопровода и ее материальная характеристика.
Кт.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;
- плотность теплоносителя, кг/м;
P – потери давления в тепловой сети, Па.
Выразим потери давления в сети P через удельную линейную потерю давления R и длину трубопровода l:
P = Rl (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 0 =
(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
Кт.с =вМо
(1.2.13.)
Стоимость электроэнергии, затрачиваемой на перекачку теплоносителя равна:
, (1.2.14.)
где – годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети, ч/год;
– КПД сетевых насосов;
Сз – районные замыкающие затраты на электроэнергию, руб/(Вт ч).
Найдем стоимость тепла, теряемого трубопроводами :
Итп=ЗтkМ0
(1+) , (1.2.15.)
где Зт – районные замыкающие затраты на тепловую энергию, руб/Втч;
k – коэффициент теплопередачи трубопроводов тепловой сети, Вт/мк. Определяется тепло техническим расчетом;
t
- среднегодовая температура теплоносителя в трубопроводах, С;
t
- средняя за период эксплуатации тепловой сети температура окружающей среды, С;
– 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 =0,6.
3. Плотность теплоносителя =970 кг/м.
4. Разность температуры 
=40 С.
5. Годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети =6000 ч/год.
6. Удельная стоимость электроэнергии Сэ=5810
руб/(Вт ч).
7. Районные замыкающие затраты на тепловую энергию Зт=7610
руб/(Вт ч).
8. Стоимостной коэффициент в=3990 руб/м.
9. Коэффициент теплопередачи трубопроводов тепловой сети К=1,25 Вт/мк.
10. Коэффициент учитывающий теплопотери через неизолированные участки трубопровода, =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=3779 мм, d2,0=2737 мм, d3,0=1945мм.
Материальная характеристика сети.
Мо=0,377650+0,273550+0,194750=540,7 м.
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 +)Киз+Итп , (1.3.1)
где Ен – коэффициент эффективности кап вложений 1/год;
– 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;
из – толщина тепловой изоляции, м.
Годовая стоимость тепла, теряемого теплопроводом, определяется по формуле
Ит.п = (qп + qо) Ст (1+) , (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);
– годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети, ч/год;
- 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 - 5С;
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, из= 0,12 Вт/мк.
7. Теплопроводность грунта, гр=1,7 Вт/мк.
8. средне годовая температура грунта , 
= 5С.
9. Среднегодовая температура теплоносителя, 
=90, 
=50С.
10. Годовое число часов работы тепловой сети , = 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 =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/(годм) 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 ±З 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+bxGm , (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 )-(2,58+4,52,5+6,57,5+10,57)=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;
t – 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=
. (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 = Кгпр
, (2.3.6)
где Кгпр – удельные капитальные вложения в один ГРП, руб.
Затраты по эксплуатации ГРП могут быть выражены в виде годовых отчислений от капитальных вложений.
Игрп =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
+ ) Кгпр (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, м/ч;
L – длина газопровода, м;
– потеря давления в газопроводе, Па.
Введем подстановку: d = dср; L = Rr = R; Q = Qср; = н.
получим для среднего диаметра распределительных газопроводов низкого давления
dср= aQср
, (2.3.10)
где н – нормативный перепад давлений в уличных распределительных сетях, Па.
Полагаем, что газопроводы несут только путевую нагрузку, можно записать для среднего расхода газа:
Qср=0,55qRr=0,55qR , (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:
Кн/д=а+вd , (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:
Кн/д вd (2.3.15)
Общие капитальные вложения в сети низкого давления:
Кн/д= Кн/д (2.3.16)
Расходы на эксплуатацию одного м подземного газопровода низкого давления определяются по формуле:
Ин/д= 0,033Кн/д+0,2 (2.3.17)
Суммарные расходы на эксплуатацию сетей низкого давления:
Ин/д= Ин/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 :
Ис/д=0,033Кс/д+0,5 (2.3.25)
Переменная часть эксплуатационных затрат по сетям высокого (среднего) давления
Ис/д = Ис/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 – 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);
Q – 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 н=1200 Па.
3. Плотность населения m=684 ч/га.
4. Удельный головной расход газа на отдельного человека l=0,08 м/(ч чел).
5. Площадь газоснабжаемой территории F=779 га.
Коэффициент плотности сети низкого давления:
=(75+0,3684)10
=280,210 1/м
Оптимальный радиус действия ГРП:
м
Оптимальная пропускная способность 1 ГРП:
м/ч.
Оптимальное количество ГРП:
шт.
Оптимальный радиус действия 1555,3 м, оптимальная пропускная способность 26472,2 м/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
l1,2R (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.