Технико-экономическая оптимизация систем теплогазоснабжения (ТЭО)
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 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=76·10 руб/(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).
. (2.3.4)
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=280,2·10 1/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.