Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка Комаричи Брянской области

Содержание

Введение

. Исходные данные для выполнения дипломной работы

.1 Общая характеристика системы теплоснабжения

.2 Описание источника теплоты

.3 Описание тепловых сетей

.4 Описание потребителей тепловой энергии

.5 Выводы и постановка задачи дипломной работы

. Анализ основных параметров системы теплоснабжения

.1 Анализ потребителей

.1.1 Анализ потребления тепловой энергии в зимний период

.1.1.1 Определение расхода теплоносителя

.1.1.2 Скорость движения теплоносителя

.1.1.3 Тепловые потери на участках

.1.1.4 Затраты на транспортировку теплоносителя

.2 Гидравлический режим тепловой сети

.2.1 Расчёт гидравлического режима тепловой сети

.2.2 Пьезометрический график

. Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения

.1 Рекомендации по отводящим трубопроводам

.2 Рекомендации по осуществлению регулировки

.3 Рекомендации тепловой сети

.4 Рекомендации по реконструкции тепловых сетей

. Технико-экономическая оценка инвестиций в реконструкции тепловых сетей

.1 Расчет технико-экономической оценки по регулировке тепловых сетей

.1.1 Расчет экономической эффективности от регулировки

.1.2 Пример расчета регулировки тепловой сети

.2 Расчет NPV (револьверный метод) по регулировке тепловых сетей

.3 Расчет экономической эффективности замены отводящих трубопроводов

.3.1 Экономическая эффективность от замены отводящих трубопроводов

.3.2 Техническая эффективность проекта

.4 Расчет тарифа на отпускаемую тепловую энергию

.5 Рекомендации

5. Техника безопасности при эксплуатации, обслуживании и ремонте трубопроводов

.1 Общие положения

.2 Организация безопасной эксплуатации

.3 Обслуживание трубопроводов

.4 Организация ремонта трубопроводов

.5 Обеспечение пожаробезопасности

.6 Обеспечение безопасности при производстве работ

6. Автоматизация котельного агрегата

6.1 Общее положение

.2 Контрольно-измерительные приборы

.2.1 Местные приборы

.2.2 Автоматические приборы

.3 Система сигнализации

.4 Система блокировки

.5 Автоматическое регулирование

.5.1 Заказная спецификация на технические средства автоматизации

.6 Технико-экономическая эффективность автоматизации

Заключение

Список использованных источников

Введение

В современном высокотехнологичном мире энергетика - основа благополучия и процветания общества. От стабильности энергетических систем зависит бесперебойность работы государственных учреждений и промышленных предприятий, больниц и школ, организаций спортивной направленности и музеев, уют и тепло домов и квартир. Этот же фактор обуславливает подчас качество жизни каждого отдельно взятого человека. В настоящее время значимость энергетического и технического обеспечения очень важна как в экономическом вопросе, так и в политическом. Значительная часть территория России имеет суровые климатические условия, поэтому большое значение имеет обеспечение потребителей тепловой энергией. Проблемы энергосбережения сегодня стоят наиболее остро во всех странах мира. Эффективное использование энергии позволяет сократить ее расход и повысить энергетическую безопасность государства. Повышение энергоэффективности и реализация мероприятий в области энергосбережения - одна из гарантий энергетической безопасности государства.

В нашей стране широкое развитие получили централизованные системы теплоснабжения, которые позволяют создать комфортные условия жизни.

Теплоснабжение - это снабжение теплом с помощью теплоносителя (горячей воды или пара) систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения жилых, общественных и промышленных зданий и технологических потребителей.

Тепловое потребление - одна из основных статей топливно-энергетического баланса нашей страны. На удовлетворение тепловой нагрузки страны расходуется ежегодно более 600 миллионов тонн условного топлива, то есть около 30 % всех используемых первичных топливно-энергетических ресурсов.

Тепловое хозяйство России в течение длительного периода развивается по пути концентрации тепловых нагрузок централизации теплоснабжения и комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

Широкое развитие получила теплофикация, являющая наиболее рациональным методом использования топливных ресурсов для тепло- и электроснабжения.

Развитие теплофикации способствует решению многих важных народнохозяйственных и социальных проблем таких, как повышение тепловой и общей экономичности электроэнергетического производства, обеспечение экономического и качественного теплоснабжения промышленных комплексов и жилищно-коммунальных, улучшение экологической обстановки в городах и промышленных районах, снижение трудозатрат в тепловом хозяйстве.

Наряду с теплофикацией рационально используется теплоснабжение от экономичных котельных установок.

При всех видимых положительных тенденциях развития энергетики России сохраняются её основные недостатки - низкая эффективность использования энергетических ресурсов. Федеральный закон РФ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» был принят Государственной Думой 11 ноября 2009 года. Целью настоящего Федерального закона является создание правовых, экономических и организационных основ стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности. В настоящее время до одной трети всех производимых в стране энергоресурсов расходуется непроизводительно либо в виде прямых потерь в нефтегазовых факелах, при перевозке угля, в теплотрассах либо в производствах, работающих сами на себя, не приносящих населению ни прямых, ни косвенных энергетических услуг города.

Следует отметить, что на сегодняшний день по экспертным оценкам возможности сбережения энергии достигают 40 %, и этот потенциал может быть эффективно использован при внедрении энергосберегающих технологий.

Путь повышения эффективности энергетического хозяйства - внедрение программ и мероприятий, позволяющих получить качественное, дешёвое, бесперебойное снабжение потребителей теплом и горячей водой.

Тепловые сети являются одним из самых ответственных и технически сложных элементов систем трубопроводов городского хозяйства и промышленности. Высокие рабочие температуры и давления теплоносителя (воды) обусловливают повышенные требования к надежности сетей теплоснабжения и безопасности их эксплуатации.

Неэффективное использование энергии ведёт к увеличению расхода топливных ресурсов, росту тарифов, поэтому необходимы срочные меры по повышению эффективности работы энергетических составляющих всего жилищно-коммунального комплекса.

Целью дипломной работы является разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка Комаричи. В 2010 году был принят Государственной думой Российской Федерации закон «О теплоснабжении, в котором изложены основные направления деятельности по повышению эффективности, производства распределения и потребления тепловой энергии»

Котельная снабжает потребителей тепловой энергией на отопление. В районе котельной основными потребителями являются жилые и административные здания. Жилой и нежилой фонд различается этажностью от 1-3 этажей.

С этой целью в рамках данной дипломной работы проводится анализ ряда известных энергосберегающих мероприятий:

рекомендации по повышению эффективности тепловых сетей;

обследование и описание системы теплоснабжения, расчет ее гидравлического режима и ТЭО регулировки ее гидравлического режима;

расчет технико-экономической эффективности инвестиций в проект совершенствования тепловых сетей;

раздел по технике безопасности.

Дипломная работа выполняется в двух вариантах: первый - стандартный, выполненный на листах формата А4, второй - компакт-диск, содержащий информацию, отраженную в первом варианте дипломной работы, полные тексты цитируемой литературы.

1. Исходные данные для выполнения дипломной работы

1.1    Общая характеристика системы теплоснабжения

Котельная расположена в посёлке Комаричи Брянского района города Брянска. Основные параметры климата для города Брянска согласно [42] следующие: средняя температура наиболее холодной пятидневки -32 ⁰С; средняя температура наиболее холодного месяца (январь) - 12,8 ⁰С; средняя температура за отопительный период - 4,1 ⁰С; продолжительность отопительного периода 231 дня.

В настоящее время котельная снабжает тепловой энергией 32 объекта. Это не очень благоустроенный поселок, где находятся жилые дома, а также, детские сады, магазины, клуб и другие сооружения. В основном все здания кирпичные различной этажности от одного до трех этажей. Котельная находиться в центре системы теплоснабжения. Водоснабжение котельной производится из водопровода, ввод диаметром 200 мм. Качество воды по всем показателям соответствует ГОСТу 2874-82 «Вода питьевая», но не соответствует требованиям, предъявляемым к подпиточной воде для систем теплоснабжения.

Система теплоснабжения состоит из следующих взаимно связывающих между собой элементов:

тепловых сетей, соединяющих источник теплоснабжения с тепловыми пунктами, а также служащими для правильного распределения теплоты по потребителям;

источника теплоснабжения (котельная), вырабатывающего тепловую энергию для теплоснабжения ее потребителей;

систем отопления потребителей теплоты, которые служат для передачи ее на нагревание воздуха внутри закрытых помещений зданий.

Прокладка тепловых сетей по поселку выполнена подземно в непроходных каналах. Тепловая сеть двухтрубная тупиковая. Система теплоснабжения потребителей закрытого типа. Отпуск тепловой энергии осуществляется в виде

горячей воды по температурному графику 95-70 ⁰С. Годовые расходы тепловой энергии жилыми и общественными зданиями определялись по справочным данным исходя из расчетной нагрузки, число часов работы, режима. Система теплоснабжения закрытая, П-образная однотрубная. Полный перечень объектов, снабжаемых теплотой, приведен таблице [1.1], также приведены значения тепловых нагрузок для каждого потребителя в отдельности.

Таблица 1.1

.2 Описание источника теплоты

Источник теплоты представляет собой производственно-отопительную котельную. Котельная работает на угле, снабжая тепловой энергией всех потребителей, и выдерживает необходимую присоединенную нагрузку. Мощность котельной меньше чем присоединенная нагрузка на потребителей. Данная ситуация говорит о том, что котельная испытывает дефицит в выработке тепловой энергии и не может выдерживать максимальные нагрузки при самой низкой температуре. И при температуре -31 ⁰С не будет выдавать тех параметров, которые необходимы для потребителей тепловой энергии. И в это время температура в помещениях несколько снизится. Но все, же котельная сможет держать те нагрузки в средних условиях и работать не в ущерб самой себе и, не обделяя самих потребителей. Нагрузки на потребителей, из которых складывается общая присоединенная нагрузка на котельную рассчитывается на температуру самой холодной пятидневки. Также часть теплоты, вырабатываемой котельной используется на собственные нужды котельной. Температурный режим котельной составляет 95-70 ⁰С. Котельная содержит 8 водогрейных котлов, а также в котельной уход дымовых газов осуществляется за счет естественной тяги в дымовой трубе. В котельной установлены сетевые насосы марки СД 250/22,5 и 8 К - 18,а так же подпиточный насос марки ВК - 5/24 и поршневой подпиточный насос. Так же в котельной установлены подогреватель подпиточной воды 07ОСТ - 34 - 588 - 68 - 5 секций и емкий подогреватель подпиточной воды (КВ - 300 - 2 штуки).

1.3    Описание тепловых сетей

Тепловые сети поселка отапливаемой котельной представляют собой двухтрубную замкнутую систему теплоснабжения с тупиковой разводкой с диаметрами от 80 до 200 мм на магистральных трубопроводах, а от 50 до 100 мм на отводящих трубопроводах, выполненных из труб стальных электросварных по ГОСТ 10704-63.

Общее количество объектов теплопотребления 32 потребителя тепловой энергии. Общая длина тепловых сетей 4656 метров.

По территории поселка применяется подземная прокладка теплопроводов. Общий расход теплоносителя 98,55 т/час. Минимальное расстояние от котельной до потребителя 134 метров. Тепловая изоляция трубопроводов выполнена из минеральной ваты, покрывной слой из 2-3 слоев изола или бризола при подземной прокладке трасс. Для устранения усилий, возникающих при тепловых удлинениях труб, используют П-образные гнутые и сварные компенсаторы, а также естественные повороты трассы.

Для закрепления трубопроводов в отдельных точках, и разделения его на независимые по температурным деформациям участки используют неподвижные опоры. При подземной прокладке в непроходных каналах - щитовые, а при надземной прокладке лобовые и хомутовые. Также применяются подвижные опоры для восприятия и передачи на грунт веса трубопроводов. Запорная арматура в тепловой сети применяется с ручным приводом, в основном стальная, а также из ковкого чугуна с фланцевым соединением к трубопроводу. Для обслуживания ответвлений тепловой сети используются тепловые камеры из сборного железобетона. В камерах установлена запорная арматура, а также дренажные и воздушные краны. На вводе абонентов имеются тепловые пункты.

В целом можно сразу же выделить основные конструктивные недостатки тепловой сети. Потребители находится на значительном удалении от источника теплоты, и тепловые сети имеют относительно большую протяженность, что ухудшает условия теплоснабжения.

По результатам обследования тепловой сети можно сделать следующие выводы: в сетях не осуществляется регулировка гидравлического режима, что приводит к завышенному расходу теплоносителя, а следовательно к излишним затратам на перекачку теплоносителя; в тепловых сетях не применяется наиболее выгодная и оправданная прокладка трубопроводов.

1.4    Описание потребителей тепловой энергии

Централизованная система теплоснабжения осуществляет снабжением тепловой энергией 32 объекта. Большинство из них составляют жилые здания этажностью от 1 до 3 этажей. Так же имеются несколько административно-общественного назначения (дом культуры, школы, детские сады). Тепловая энергия, вырабатываемая на котельной, идет на отопление.

1.5    Выводы и постановка задачи дипломной работы

Уже по предварительно выявленным параметрам тепловой сети видно, что большая мощность котельного оборудования вкупе с суммарной протяженностью трубопроводов, являются явно не оптимальным решением в вопросе теплоснабжения поселка Комаричи.

Целью моей последующей работы в рамках данной дипломной работы является оптимизация данной тепловой сети, с помощью проведения модернизации определенных ее элементов, а также нахождение потребителей, которых было бы выгоднее вывести из системы теплоснабжения и перевести на собственные источники теплоты. Рассмотрим, какие методы наиболее эффективными кажутся на первый взгляд.

Энергосбережение в системе теплоснабжения (СТ) возможно следующими путями: совершенствование источника тепловой энергии (котельная или ТЭЦ), реконструкция тепловых сетей, выполнение ЭРСМ на объектах теплоснабжения, децентрализация теплоснабжения, когда объект теплопотребления в СТ переходит (частично или полностью) на индивидуальный источник теплоснабжения.

Совершенствование источника тепловой энергии (котельная или ТЭЦ). Существующие источники тепловой энергии имеют максимально возможный к.п.д., соответствующий используемому оборудованию и технологиям. Расчёты показывают, что модернизация оборудования при существующих тарифах на уголь и кредитных ставках невыгодна. Кроме того, применяемая методика тарифообразования на отпускаемую тепловую энергию [31] не стимулирует такие мероприятия.

Наиболее перспективный на сегодня путь - постепенное снижение мощности источника тепловой энергии с одновременной заменой оборудования более совершенным.

Реконструкция тепловых сетей.

Основным видом прокладки тепловых сетей в России традиционно являлась подземная прокладка (84 %). Бесканальная прокладка занимает 6 % и надземная 10 %. Что видно и на примере данной тепловой сети. Хотя в мире достаточно часто применяется надземная прокладка, которая является значительно более дешевой и в монтаже и в эксплуатации.

Но в нашей стране существует запрет по экологическим и архитектурно-планировочным соображениям надземной прокладки тепловых сетей в городах и населенных пунктах. Поэтому даже при реконструкции сети придется использовать только данный тип прокладки.

Основным теплоизоляционным материалом для прокладок в каналах являются изделия на основе минеральной ваты (маты и плиты), объем которых достигает 90 %. Цилиндры из стеклянной и минеральной ваты составляют не более 0,1 %.

Никакая гидроизоляция (защитные покрытия из стеклопластиков, гидроизола, полимерных пленок, кроме того, горючих материалов, и тем более штукатурных покрытий), а также гидрофобизация волокнистых материалов не защищает их от увлажнения в период длительной эксплуатации, и тем самым в несколько раз повышается их теплопроводность. Поэтому даже без расчета видно, что тепловые потери в нашей системе будут существенными и как один из эффективных вариантов модернизации будет замена устаревших трубопроводов на новые с более низким коэффициентом теплопроводности, то есть более совершенной тепловой изоляцией.

Таким образом, в сложившейся ситуации в сети тратятся гигантские средства на содержание некачественных и ненадежных тепловых сетей с большими фактическими тепловыми потерями из-за увлажненных грунтовыми водами трубопроводов в минераловатной изоляции, с утечками теплоносителя, во много раз превышающими нормы в развитых странах.

По той же причине увлажнения теплопроводов их фактический срок службы значительно ниже (магистральные сети - 12-15 лет, отводы - 7-8 лет) нормативного срока в 25 лет, что увеличивает в несколько раз затраты, приведенные к году эксплуатации.

На данный момент, и, по мнению многих российских специалистов, а также Госстроя России, применение труб с пенополиуретановой изоляцией действительно является выходом по повышению качественных характеристик теплоснабжения.

Есть и другие теплоизоляционные материалы типа армопенобетона и полимербетона, но они имеют ограниченные объемы производства [44], уступают пенополиуретану по основному теплофизическому показателю - теплопроводности почти в два раза и применение таких материалов может носить только местный характер. Следует также отметить, являясь гидрофильным материалом, армопенобетон увлажняется при контакте с массивом влажного грунта, вследствие чего теплозащитные свойства армопенобетона снижаются при эксплуатации за 10 лет в 1,2 раза.

Конструкции теплопроводов с пенополиуретаном, применяемые в странах Западной Европы более 40 лет, помогли ряду стран (Дания, Швеция, Норвегия) преодолеть энергетический кризис 70-х годов и показали высокую надежность.

В России предизолированные трубы производятся более 10 лет и успешно эксплуатируются.

Однако за счет их долговечности (более 25 лет), надежности, минимизации тепловых потерь (менее 2 %), сокращения сроков строительства стоимость работ по прокладке, приведенная к одному году эксплуатации, уменьшается на 20-30 %. Безусловно, при использовании новых более надежных конструкций может незначительно возрасти первоначальная стоимость тепловых сетей по сравнению с традиционными. Поэтому одним из основных факторов экономической эффективности применения новых конструкций следует считать не их первоначальную стоимость, а увеличение надежности и срока службы трубопроводов, снижение затрат на их техническое обслуживание в несколько раз.

За срок службы труб в ППУ-изоляции экономия от их применения превышает первоначальное удорожание в 3-6,5 раз. Соотношение стоимости обычной замены труб в проходных каналах и прокладки труб в ППУ-изоляции изменяется от 2,15 на мелких диаметрах до 1,36 на диаметре 300 мм.

Основная экономия при применении труб в ППУ-изоляции получается за счет снижения тепловых потерь на 70-80 % от общей экономии.

Шаровые краны тепло- и гидроизолируются и устанавливаются в грунте.

При бесканальной прокладке тепловых сетей трубами с пенополиуретановой изоляцией в полиэтиленовой оболочке отпадает необходимость устройства дорогостоящих каналов, строительства камер для установки запорной арматуры.

Конструкция трубопроводов тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией выгодно отличается от тепловых сетей с другими видами тепловой изоляции еще и тем, что она может иметь систему оперативного дистанционного контроля (ОДК), стоимость которой не превышает 1,5 % от стоимости тепловой сети. Ее наличие позволяет своевременно устанавливать и устранять возникающие дефекты (увлажнение пенополиуретана), тем самым предотвращать аварии, типичные для тепловых сетей других конструкций. Кроме того, нет необходимости защиты от блуждающих токов, а также устройства дренажа.

В качестве недостатков трубопроводов с пенополиуретановой изоляцией можно привести их горючесть, дымообразующую способность и токсичность выделяемых при горении продуктов, а также ограниченную предельную температуру применения 130 °С. Однако эти недостатки, присущие практически всем органическим материалам, не имеют никакого значения, учитывая рекомендуемые области их применения - подземную бесканальную прокладку (основной объем), в тоннелях и надземную прокладку с оцинкованным стальным защитным покрытием. Как показали исследования, проведенные органами пожарной безопасности, при использовании в качестве защитного покрытия оцинкованной стали, трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией не распространяют пламя и не являются пожароопасными.

Это обстоятельство позволило включить их в [40] для транспортировки горючих веществ, в частности сжиженных газов. Для обеспечения полной пожарной безопасности в том же документе для надземной прокладки предусмотрено устройство вставок длиной 3 м из негорючих материалов через 100 м длины трубопровода.

Что касается температуры применения (130 °С и пиковые 150 °С), то при графике 150-70 °С продолжительность температуры более 130 °С в тепловых сетях по данным «Мосэнерго» не превышает 10 суток, а 150 °С - 30 часов в году даже для магистральных трубопроводов, что допускается ГОСТ 30732 на эти трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией. Получается преимущества современной прокладки тепловых сетей индустриальным методом, то есть с предварительно изолированными пенополиуретаном трубами, просто огромны по сравнению с трубопроводами, которые используются сейчас.

Также совместно с использованием скорлуп из ППУ для изоляции теплопроводов можно привести возможность замены диаметров трубопроводов на меньшие, что снизит поверхность теплообмена теплопроводов с окружающей средой, следовательно, и бесполезные потери тепла в нее.

Так как у нас в сети четко видно несколько крупных потребителей тепла, удаленных от источника на достаточно приличное расстояние, то одно из эффективных мероприятий по повышению кпд системы может быть ее децентрализация, то есть попытка разместить источник теплоты как можно ближе к потребителю. При этом потребуется снизить мощность теплогенераторов, увеличив их количество. Такое альтернативное решение даст очевидное снижение тепловых потерь, снижение капитальных затрат на трубопроводы, но в качестве дополнительных расходов выступает дополнительное теплогенерирующее оборудование, так как стоимость котельных агрегатов падает далеко не пропорционально их мощности.

В этом разделе нашей задачей дипломной работы является:

Дать полное описание существующей системы теплоснабжения, то есть общее описание района, источника теплоты, тепловых сетей и потребителей тепловой энергии;

Определить основные направления деятельности;

Выявить наиболее затратные элементы энергосистемы района.

После этого приступить к разработке практических рекомендаций по повышению эффективности работы системы теплоснабжения поселка.

2. Анализ основных параметров системы теплоснабжения

2.1 Анализ потребителей

.1.1 Анализ потребления тепловой энергии в зимний период

2.1.1.1 Определение расхода теплоносителя

При расчете систем теплоснабжения различают два вида тепловых нагрузок: расчетные тепловые нагрузки и тепловые нагрузки, отличные от расчетных. Об их сопоставлении в практике эксплуатации систем отопления зданий и тепловых сетей возникает необходимость при регулировании систем отопления и тепловых сетей. Расчетные тепловые нагрузки позволяют определить расход теплоносителя, мощность источника теплоснабжения, расход топлива на выработку тепловой энергии источником теплоснабжения, диаметры трубопроводов тепловых сетей.

Расчетные тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию зданий зависят от температуры наружного воздуха для данного района, наружного объема зданий и их удельных тепловых характеристик.

Однако при наличии проектной документации расчетные тепловые нагрузки и расходы теплоносителя следует принимать по проектным данным. Все приведенные далее расчеты касаются количества тепла, потребляемого непосредственно на объектах, а не отпущенного в сеть (тепловые нагрузки потребителей).

Часовой расход теплоты на отопление определяется, если известны строительные размеры зданий, по формуле [22]:

, Мкал/ч (2.1)

В данной дипломной работе расход тепловой энергии на отопление зданий за отопительный период определяется по формуле [22]:

, Гкал (2.2)

где -поправочный коэффициент, учитывающий зависимость тепловой характеристики здания q_o от расчетной температуры наружного воздуха,  = 0,98;

- наружный строительный объем зданий, м³;

- удельная отопительная характеристика здания, зависящая от его назначения и объема, ккал/(м³ ч °С);

- усредненная расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, °С;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления (температура наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92), °С [42];

- средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, °С [42];

- продолжительность отопительного периода, сут [42].

Зная общую нагрузку для теплоснабжения можно определить расход сетевой воды для обеспечения теплоснабжения [25]:

, т/ч (2.3)

где - температура сетевой воды в подающем трубопроводе, °С;

- температура сетевой воды в обратном трубопроводе, °С.

Общий часовой расход теплоносителя определяется по формуле:

_, т/ч

Результаты расчета часовых расходов теплоносителя потребителей тепловой энергии приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Часовые расходы теплоносителя в зимний период

2.1.1.2 Скорость движения теплоносителя

Для проверки значений расходов сетевой воды используется величина скорости теплоносителя, которая не должна превышать 1 м/с.

Скорость движения сетевой воды в м/с на расчетном участке трубопровода определяется по формуле:

, м/с (2.5)

где  - расчетный расход сетевой воды на участке, найден по формуле (2.4), т/ч;

d_уч - диаметр расчетного участка трубопровода, м.

Исходя из расчетов скорости движения теплоносителя по магистральным трубопроводам (таблица 2.2), построим диаграмму (рисунок 2.1) Таблица 2.2 содержит: 1 столбец - номер магистрального участка; 2 столбец - диаметр участка, d_уч, мм; 3 столбец - длина участка l_уч, м; 4 столбец - расход воды, G_ч, т/ч; 5 столбец - скорость движения теплоносителя, , м/с.

Таблица 2.2. Скорость движения теплоносителя по магистральным трубопроводам

Из диаграммы видно, что примерно на половине участков скорость меньше 0,5 м/с это говорит о завышенных диаметрах трубопровода и о больших тепловых потерях. Но уменьшать диаметры магистральных трубопроводов не целесообразно, так как строятся новые здания и присоединяются к централизованной системе теплоснабжения.

Скорость теплоносителя в отводящих трубопроводах представлена в таблице 2.3.

На рисунке 2.2 построена диаграмма скоростей теплоносителя на отводящих трубопроводах в зимний период.

Таблица 2.3. Скорость теплоносителя в отводящих трубопроводах

Из диаграммы видно, что более чем на половине участков скорость меньше 0,5 м/с это говорит о завышенных диаметрах трубопровода и о больших тепловых потерях теплоносителя. Если уменьшать диаметры магистральных трубопроводов не целесообразно в связи с архитектурным сектором, то отводящие трубопроводы завышены, не оправдано. Также удорожание затрат на транспортировку, амортизацию и повышение тарифов. Далее в дипломной работе рассчитаю новые трубопроводы с более низким диаметром для уменьшения тепловых потерь и дам технико-экономическую оценку мероприятия по замене трубопроводов.

2.1.1.3 Тепловые потери на участках

Тепловые потери в Гкал/ч расчетного участка трубопровода в соответствии с [1] определяется по формуле:

 Гкал/ч

где  - длина расчетного участка трубопровода, м.

r_tot - норма плотности теплового потока в непроходном канале, Вт/м, [1];

Для составления рейтинга необходимо определить долю тепловых потерь участка тепловой сети от общего количества проходящей через этот участок теплоты. Долю тепловых потерь в процентах от общего количества проходящей через участок теплоты можно определить по выражению:

где  - тепловые потери участка, Гкал/год;

 - количество проходящей через участок теплоты, Гкал/год.

Расчет тепловых потерь на отводящих трубопроводах приведен в таблице 2.4. На основании расчетов построена рейтинговая диаграмма (Рисунок 2.3).

Таблица 2.4. Тепловые потери на отводящих трубопроводах

Анализируя данные рейтинговой диаграммы на рисунке 2.3 по процентам тепловых потерь можно дать следующие выводы, что ситуация в целом спокойная. Но присутствуют одно здание, для которого можно предложить следующие рекомендации, которые позволят изменить обстановку. Необходимо улучшить теплоизоляцию отводящих трубопроводов или поменять старые трубы на ППУ с целью снижения тепловых потерь в тепловой сети.

.1.1.4 Затраты на транспортировку теплоносителя

Удельная стоимость транспортировки тепловой энергии по участку тепловой сети можно определить из уравнения [26]:

С_тр = ∑Q_уч/∑Q_год, руб/Гкал

где ∑Q_уч - сумма затрат участка, руб/год;

∑Q_год - годовое потребление тепловой энергии потребителем, Гкал/год.

∑Q_{уч =} ∑З_а + ∑З_тп + ∑З_ээ, руб

Где ∑З_а - доля годовых амортизационных отчислений тепловой сети, приходящаяся на рассматриваемый участок сети, руб/год;

∑З_тп - стоимость годовых тепловых потерь участка сети, руб/год;

∑З_ээ - затраты, обусловленные перекачкой теплоносителя по участку сети, руб/год.

Величину амортизационных отчислений можно вычислить по формуле 2.10.

∑З_а = , руб/год

где С - стоимость трубопроводов на участке тепловой сети, руб;

А - срок амортизации, год.

Стоимость тепловых потерь участка тепловой сети можно определить по формуле 2.11.

∑З_тп = Q_тп × Т_т × t, руб/год

где Q_тп - потери тепловой энергии на участке сети, Гкал/час;

Т_т - установленный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал;

t - время работы системы теплоснабжения в час/год.

Затраты на перекачку теплоносителя определяются из соотношения:

∑З_ЭЭ = N × T_ээ × t, руб/год,

где N - мощность сетевых насосов, необходимая для преодоления гидравлического сопротивления отводящих трубопроводов, кВт;

Tээ - тариф на электрическую энергию, руб/кВт.

N = × 10^-3, кВт

где Р - напор сетевого насоса, Па;- расход сетевой воды, м³/с;

_н - к.п.д. сетевого насоса.

Результаты расчета представлены в таблице 2.5. Таблица 2.5 содержит: 1 столбец - потребитель; 2 столбец - условный диаметр участка; 3 столбец - длина участка; 4 столбец - затраты на транспортировку теплоносителя за год, руб; 5 столбец - удельная стоимость транспортировки тепловой энергии зимой, руб/Гкал.

Таблица 2.5. Затраты на транспортировку теплоносителя

Удельную стоимость транспортировки следует сравнивать с тарифом на тепловую энергию. Если удельная стоимость транспортировки будет выше тарифа, то следует децентрализовать эти здания.

.2 Гидравлический режим тепловой сети

.2.1 Расчёт гидравлического режима тепловой сети

Гидравлический расчет тепловых сетей, выполняемый для подбора дроссельных устройств и разработки эксплуатационного режима, производится в целях определения потерь давления в трубопроводах тепловой сети от источника теплоты до каждого потребителя при фактических тепловых нагрузках и существующей тепловой схеме сети.

При гидравлическом расчёте трубопроводов определяют расчётный расход сетевой воды, складывающийся из расчётных расходов на отопление. Перед гидравлическим расчётом составляют расчётную схему тепловой сети с нанесением на ней длин и диаметров трубопроводов, местных сопротивлений и расчётных расходов теплоносителя по всем участкам тепловой сети. Выбирают расчётную магистраль. За расчётную магистраль принимают направление движения теплоносителя от котельной до одного из абонентов, причём этот абонент должен быть наиболее удаленным.

В настоящей дипломной работе гидравлический расчёт тепловой сети выполнен на ЭВМ с применением системы электронных таблиц «Excel».

Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

где D Н_л - линейные потери напора на участке, м;

DН_м - потери напора в местных сопротивлениях, м;

R_л - удельное линейное падение напора, кг/м²м;

l_уч - длинна расчетного участка, м;

а - осреднённый коэффициент местных потерь;

_экв - эквивалентная длина местных сопротивлений, м;

l_np - приведенная длина рассчитываемого участка трубопровода, м;

р - плотность теплоносителя, кг/м³,Удельное падение давления от трения:

где l- коэффициент гидравлического трения;

w- скорость воды в трубопроводе, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

р - плотность теплоносителя, кг/м³;

d - внутренний диаметр трубопровода, м ;

Коэффициент гидравлического трения при Re < Re_пр - рассчитывается по формуле Альтшуля:

где К_э - абсолютная эквивалентная шероховатость в водяных сетях принимается 0,001м при существующей схеме), 0,0005 м (при проектируемой схеме);

Re - действительный критерий Рейнольдса, Re>>68.

Скорость воды в трубопроводе вычисляется и одного из основных уравнения - уравнения неразрывности

, м/с

где G_сет - расход сетевой воды на участке, кг/сек;

d_вн - внутренний диаметр трубопровода, м.

Длина прямолинейного участка трубопровода диаметром d_вн, линейное падение давления, на котором равно падению давления в местных сопротивлениях, является эквивалентной длиной местных сопротивлений:

, м

Где Sx - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

При нахождении коэффициентов местных сопротивлений нам необходимо знать расположение всех углов поворотов трассы, задвижек и прочей арматуры. За не имением такой информации, в связи с большой протяжённостью теплотрассы, большим количеством объектов теплопотребления гидравлический расчет будет выполнен без учёта местных сопротивлений. Осредненный коэффициент местных потерь a как и было указано принимаем равный 0,1. Весь гидравлический расчёт был выполнен с учётом этого правила.

Приведенная длина участка тепловой сети вычисляется по формуле:

Стабилизацию гидравлического режима, поглощение избыточных напоров на тепловых пунктах при отсутствии автоматических регуляторов производят с помощью постоянных сопротивлений - дроссельных диафрагм.

Дроссельные диафрагмы устанавливают перед системами теплопотребления или обратном трубопроводе или на обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима.

Диаметр отверстия дроссельной диафрагмы определяют по формуле:

где G - расчетный расход воды через дроссельную диафрагму, т/ч;

DН - напор, дросселируемой диафрагмой, м.

Дросселируемый в диафрагме напор находят как разность между располагаемым напором перед системой теплопотребления или отдельным теплоприемником и гидравлическим сопротивлением системы (с учетом сопротивления установленных в ней дроссельных устройств) или сопротивлением теплообменника. При расчетном диаметре диафрагмы менее 2,5 мм избыточный напор дросселируют в двух диафрагмах, устанавливая их последовательно (на расстоянии не менее 10 диаметров трубопровода) либо на подающем и обратном трубопроводах. Во избежание засорения не следует устанавливать дроссельные диафрагмы с диаметром отверстия менее 2,5 мм. Дроссельные диафрагмы, как правило, устанавливают во фланцевых соединениях (на тепловом пункте после грязевика) между запорной арматурой, что позволяет заменять их без спуска воды из системы.

Расчеты производилось с помощью электронных таблиц Excel для Windows.

К гидравлическому режиму данной тепловой сети предъявляются следующие требования:

а) напор в обратном трубопроводе должен обеспечивать залив верхних приборов систем отопления и не превышать допустимое рабочее давление в местных системах. В системах отопления рассчитываемых зданий установлены чугунные секционные радиаторы с допустимым рабочим давлением 60 м.вод.ст.;

б) давление воды во всасывающих патрубках сетевых и подпиточных насосов не должно превышать допустимого по условиям прочности конструкции насосов и быть не ниже 0,5 кгс/см²;

в) давление воды в обратных трубопроводах тепловой сети во избежании подсоса воздуха должно быть не менее 0,5 кгс/см²;

г) давление в подающем трубопроводе при работе сетевых насосов должно быть таким, чтобы не происходило кипение воды при ее максимальной температуре в любой точке подающего трубопровода, в оборудовании источника тепла и в приборах систем теплопотребителей, непосредственно присоединенных к тепловым сетям, при этом давление в оборудовании источника тепла и тепловой сети не должно превышать допустимых пределов их прочности;

д) статическое давление в системе теплоснабжения должно быть таким, чтобы в трубопроводах в случае остановки сетевых насосов, обеспечило залив верхних отопительных приборов в зданиях и не разрушило нижние приборы.

е) перепад давлений на тепловых пунктах потребителей должен быть не меньше гидравлического сопротивления систем теплопотребления, с учетом потерь давления в дроссельных диафрагмах и в соплах элеваторов;

Исходя из этих требований, минимальное положение линии статического пьезометра должно быть на 3-5 метров выше наиболее высоко расположенных приборов, а максимальное значение не превышать 80 м.

Для учета взаимного влияния рельефа местности, высоты абонентских систем, потерь давления в тепловых сетях и ряда требований в процессе разработки гидравлического режима тепловой сети необходимо строить пьезометрический график. На пьезометрическом графике величины гидравлического потенциала выражены в единицах напора.

Пьезометрический график представляет собой графическое изображение напоров в тепловой сети относительно рельефа местности, на которой она расположена. На пьезометрическом графике в определенном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоединенных зданий величины напоров в сети. На горизонтальной оси графика откладывают длину сети, а на вертикальной оси графика напоры. Линии напоров в сети наносят как для рабочего, так и для статического режимов.

.2.2 Пьезометрический график

Пьезометрический график представляет собой графическое изображение напоров в тепловой сети относительно местности, на которой она проложена. На пьезометрическом графике в определенном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоединенных зданий, величины напоров в сети. На горизонтальной оси графика откладывают длину сети, а на вертикальной оси - напоры. Пьезометрический график строят следующим образом:

) принимая за ноль отметку самой низкой точки тепловой сети, наносят профиль местности по трассе основной магистрали и ответвлений, отметки земли которых отличаются от отметок магистрали. На профиле проставляют высоты присоединенных зданий;

) наносят линию, определяющую статический напор в системе (статический режим). Если давление в отдельных точках системы превышает пределы прочности, необходимо предусмотреть подключение отдельных потребителей по независимой схеме или деление тепловых сетей на зоны с выбором для каждой зоны своей линии статического напора. В узлах деления устанавливают автоматические устройства рассечки и подпитки тепловой сети;

) наносят линию напоров обратной магистрали пьезометрического графика. Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета тепловой сети. Высоту расположения линии напоров на графике выбирают с учетом вышеприведенных требований к гидравлическому режиму. При неровном профиле трассы не всегда возможно одновременно выполнять требования заполнения верхних точек систем теплопотребления, не превысив допустимые давления. В этих случаях выбирают режим, соответствующий прочности нагревательных приборов, а отдельные системы, залив которых не будет обеспечен вследствие низкого расположения.

Линия пьезометрического графика обратного трубопровода магистрали в точке пересечения с ординатой, соответствующей началу теплосети, определяет необходимый напор в обратном трубопроводе водоподогревательной установки (на входе сетевого насоса);

4) наносят линию подающей магистрали пьезометрического графика. Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета тепловой сети. При выборе положения пьезометрического графика учитывают предъявляемые к гидравлическому режиму требования и гидравлические характеристики сетевого насоса. Линия пьезометрического графика подающего трубопровода в точке пересечения с ординатой, соответствующей началу теплосети, определяет требуемый напор на выходе из подогревательной установки. Напор в любой точке тепловой сети определяется величиной отрезка между данной точкой и линией пьезометрического графика подающей или обратной магистрали.

Из пьезометрического графика видно, что статический напор на вводах из котельной составляет ΔН=20 м.в.ст.

3. Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения

Данная глава содержит рекомендации по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка Комаричи, которые заключаются в регулировке гидравлического режима тепловой сети, замене отводящих трубопроводов на трубопроводы с меньшим диаметром и децентрализации некоторых объектов от централизованной системы теплоснабжения.

.1 Рекомендации по отводящим трубопроводам

В российских тепловых сетях теряется около 30 % тепловой энергии, вырабатываемой на нужды теплоснабжения. Одним из способов повышения эффективности системы теплоснабжения поселка, отапливаемого котельной является уменьшение диаметров существующих трубопроводов, то есть необходимо произвести замену старых труб, желательно на трубы с пенополиуретановой изоляцией, в связи с их долговечностью, простотой монтажа и низкими теплопотерями.

Одной из причин этого является завышенный диаметр трубопроводов тепловой сети.

Если завышение диаметров магистральных трубопроводов оправдано запасом для развития системы и присоединение новых объектов, то завышение диаметров отводящих трубопроводов является причиной неоправданных потерь тепловой энергии в ТС.

На наш взгляд, наиболее перспективным является снижение среднего диаметра трубопроводов ТС путём замены используемых отводящих трубопроводов на трубопроводы меньшего диаметра при аварийных или планово-предупредительных ремонтах. Такой подход позволит оптимизировать систему теплоснабжения, сохранив потенциал ТС по транспортировке тепловой энергии на случай подключения новых потребителей, окажет наименьшее влияние на существующую систему теплоснабжения.

Сущность способа заключается в прокладке нового прямого или обратного отводящего трубопроводов, осуществляемой путем установки трубопроводов меньшего диаметра. При этом диаметр устанавливаемых трубопроводов выбирают таким образом, чтобы гидравлическое сопротивление прямого и обратного трубопровода было максимально приближено к гидравлическому сопротивлению сужающего устройства, но не превышало его. Преимущество отдаётся подающим трубопроводам, так как их потери тепловой энергии больше ввиду более высокой температуры проходящего по ним теплоносителя.

В соответствии с существующей методикой гидравлического расчёта тепловых сетей [12] минимальный диаметр трубопроводов может быть рассчитан как:

, м

где G - расход теплоносителя, т/ч;

r - плотность теплоносителя, кг/м³;

h_м - перепад давления на ответвлении от магистрального трубопровода к объекту, Па;

h_п - требуемый перепад давления для системы теплоснабжения объекта, Па.

к_э - абсолютная эквивалентная шероховатость трубопроводов.

При расчёте минимального допустимого диаметра трубопроводов используется максимальное допустимое значение коэффициента шероховатости. При отсутствии более точных данных можно принять значение к_э = 0,001м.

К установке принимается трубопроводы с ближайшим по значению большим внутренним диаметром. Возможен вариант установки подающего и обратного трубопроводов разного диаметра, при этом средний диаметр отводящих трубопроводов данного участка сети должен быть больше минимально допустимого диаметра.

Снижение диаметра отводящих трубопроводов ведёт к снижению общей поверхности трубопроводов ТС и увеличению скорости движения в них теплоносителя, а следовательно, приводит к снижению потерь тепловой энергии.

Поскольку приведённый способ регулировки гидравлического режима ТС связан со значительными капитальными затратами, в связи с чем его использование рекомендуется при замене существующих трубопроводов или прокладке новых. Необходимо отметить, что некоторые участки тепловых сетей обладают завышенным диаметром трубопроводов, что обусловлено перспективными планами развития ТС. В этом случае снижение диаметров участков тепловой сети следует проводить в соответствии с учётом дальнейшего увеличения тепловой нагрузки.

Ещё одним важным аспектом реализации указанного мероприятия является увеличение скорости движения теплоносителя по трубопроводам ТС, что может привести к возникновению повышенного уровня шума и вибрации трубопроводов. При возникновении таких явлений необходимо предусмотреть установку антивибрационных компенсаторов, позволяющих развязать систему теплоснабжения здания от негативных последствий снижения диаметров трубопроводов.

Предлагаемая методика позволяет предприятию теплоснабжения составить план реконструкции тепловой сети, предполагающий при аварийных или планово-предупредительных ремонтах замену используемых трубопроводов на трубопроводы меньшего диаметра. Её использование позволяет снизить тепловые потери ТС в среднем на 20 - 25 % за счёт снижения среднего диаметра трубопроводов сети.

Одним из способов повышения эффективности системы теплоснабжения поселка Комаричи, отапливаемого котельной является уменьшение диаметров существующих трубопроводов, то есть необходимо произвести замену старых труб, желательно на трубы с пенополиуретановой изоляцией, в связи с их долговечностью, простотой монтажа и низкими теплопотерями.

Общая экономия складывается, в руб./(т/час):

Э =DЗ_а+Эт, руб

где Эт - экономия за счет снижения расходов тепловой энергии, руб;

DЗ_а - экономия за счет снижения издержек на амортизацию.

Экономия за счет снижения тепловых потерь вычисляются по формуле (3.6)

Эт =∑З_тп -∑З_тп ^нов, руб

где ∑З_тп и ∑З_тп ^нов- затраты на тепловые потери до и после выбора минимальных диаметров.

Экономия за счет снижения издержек на амортизацию, руб:

DЗ_а = ∑З_а -∑З_а^нов, руб

где ∑З_а и ∑З_а^нов - издержки на амортизацию до и после выбора минимальных диаметров, руб.

Данные по расчету экономической эффективности по замене отводящих трубопроводов заключены в таблицу 3.1. Таблица состоит из следующих столбцов: 1 столбец - наименование потребителя; 2 столбец - диаметр участка; 3 столбец - длина участка; 4 столбец - располагаемый перепад на объекте Ро; 5 столбец - требуемый перепад давления; 6 столбец - избыточный перепад давления; 7 столбец - расход сетевой воды на участке; 8 столбец - принимаемый минимальный диаметр.

Таблица 3.1. Расчёт минимальных диаметров

В данной таблице произведён расчёт минимально возможных диаметров отводящих трубопроводов (столбец 8).

Анализ существующего и минимально допустимого диаметра участков сети показывает, что реально установленные диаметры значительно завышены. Установка минимально-возможного диаметра позволит повысить эффективность работы тепловой сети и снизить капитальные затраты на ее реконструкцию.

Определив величины оптимального среднего диаметра отводящих трубопроводов с учётом энергоэкономических показателей ТС, сравниваем полученные значения с существующим средним диаметром можно разработать план по приведению существующего диаметра к его оптимальному значению. Определённая, таким образом, величина оптимального диаметра зависит, как от энергетических параметров (качества изоляции трубопроводов ТС, температурного графика, к.п.д. сетевых насосов), так и от экономических (соотношения тарифов на тепловую и электрическую энергию) и будет динамически изменяться с течением времени.

Решить эту задачу можно воспользовавшись таблицей NPV, тем самым мы можем рассчитать срок окупаемости этого мероприятия. Таблица представлена в электронном виде Microsoft Excel.

.2 Рекомендации по осуществлению регулировки

Важным звеном любой системы централизованного теплоснабжения являются тепловые сети. В транспорт тепловой энергии вкладываются большие капиталовложения, соизмеримые со стоимостью строительства ТЭЦ и крупных котельных. Повышение надежности и долговечности систем транспорта тепла является важнейшей экономической задачей при проектировании, строительстве и эксплуатации теплопроводов. Решение этой задачи неразрывно связано с проблемами энергосбережения в системах теплоснабжения [49].

Наиболее распространенный в стране, в том числе и в Брянской области, способ отпуска тепловой энергии потребителю - при постоянном расходе теплоносителя. Количество тепловой энергии, подаваемой потребителям регулируется путем изменения температуры теплоносителя. При этом предполагается, что каждый потребитель будет получать из общего расхода теплоносителя строго определенное количество, пропорциональное его тепловой нагрузке. Как правило, это условие по ряду объективных и субъективных причин не выдерживается, что приводит к снижению качества теплоснабжения на отдельных объектах. Для устранения этого, теплоснабжающие организации увеличивают расход теплоносителя, что приводит к росту затрат на электроэнергию, увеличению утечек теплоносителя и иногда, к избыточному потреблению топлива [49].

Решить эти проблемы можно путем периодического проведения мероприятий по оптимизации гидравлического режима тепловой сети, главная цель которых - обеспечить распределение теплоносителя в сети пропорционально тепловым нагрузкам потребителей.

Из большого количества энергосберегающих мероприятий в теплоснабжении оптимизация гидравлического режима тепловой сети (далее по тексту - Регулировка) является наиболее эффективной (при небольших капитальных вложениях дает большой экономический эффект). Кроме того, улучшается качество теплоснабжения. Как правило, Регулировка состоит из трех этапов:

расчет гидравлического режима тепловой сети и разработки рекомендаций;

подготовительных работ;

работ по установке в сети и на объектах теплопотребления устройств, распределяющих общий расход теплоносителя.

В реальной (без Регулировки) тепловой сети возможны следующие основные варианты:

в тепловой сети занижен расход теплоносителя и температурный график. В этом случае выполнение Регулировки не ведет к экономии энергоресурсов и направлено на повышение качества теплоснабжения;

в тепловой сети завышен расход теплоносителя и занижен температурный график. В этом случае выполнение Регулировки ведет к снижению расходов электрической энергии, идущей на транспортировку теплоносителя;

в тепловой сети завышен расход теплоносителя и существует оптимальный температурный график. В этом случае выполнение Регулировки ведет также к экономии тепловой энергии.

Регулировка сети носит вероятностный характер, так как многие реальные характеристики ТС определить не представляется возможным или это потребует затрат, не сопоставимых с экономическим эффектом от проведения Регулировки.

Регулировка ТС представляет собой настройку гидравлических характеристик, поэтому при определении степени влияния объектов на систему теплоснабжения особое внимание следует уделить гидравлическим характеристикам потребителей.

Предлагаемый способ Регулировки [41] предполагает установку сужающих устройств на объектах тепловой сети в строго определенном порядке. Вначале, для всех объектов теплопотребления рассчитывается рейтинговый параметр, позволяющий определить объект, установка сужающих устройств на котором даст наибольший эффект для оптимизации гидравлического режима сети (оказывает наибольшее влияние на работу сети).

Затем производят тот же расчет без учета первого объекта и определяют второй объект для установки сужающего устройства. Расчёты производят до тех пор, пока, на оставшихся объектах суммы расчётного и фактического расходов теплоносителя не будут отличаться друг от друга на заданную величину. Её значение определяется для каждой системы индивидуально.

Рейтинг потребителей составляется по безразмерному параметру Z, определяемому из соотношения [41]:

,

где Gp - расчетный расход теплоносителя на объекте;р - расчетный перепад давления на объекте;ф - фактический расход теплоносителя на выходе из котельной;ф - фактический перепад давления теплоносителя на котельной.

После проведения расчётов в соответствии с рейтинговым параметром Z составляется таблица очерёдности установки сужающих устройств на объектах тепловой сети (пример - таблица 3.3), где величина h_ИЗБ - величина избыточного давления, которое необходимо погасить с помощью сужающего устройства.

Количество объектов, на которых производится установка сужающих устройств, обусловлено особенностями системы теплоснабжения и определяется экспериментально. Установка сужающих устройств на нескольких объектах может привести к тому, что будут обеспечены потребности в теплоснабжении всех объектов. В некоторых системах для достижения такого результата потребуется регулировка большинства объектов.

Предлагаемая методика позволяет снизить капитальные затраты на проведение регулировки гидравлического режима ТС, а также уменьшить трудоёмкость и длительность регулировки сети [41].

В первую очередь регулировке подлежат те объекты, величина рейтинга Z у которых будет наибольшей. На практике при регулировке нескольких потребителей, может сложиться ситуация при которой увязка потерь давления на остальных объектах не будет играть большого значения.

Рейтинг регулировки приведен в таблице 3.2, по которой построена диаграмма рисунке 3.2.

Таблица 3.2. Регулировка тепловой сети

Стабилизацию гидравлического режима, поглощение избыточных напоров на тепловых пунктах при отсутствии автоматических регуляторов производят с помощью постоянных сопротивлений - дроссельных диафрагм.

Дроссельные диафрагмы устанавливаются перед системами теплопотребления или обратном трубопроводе или на обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима.

Дросселируемый в диафрагме напор находят как разность между располагаемым напором перед системой теплопотребления или отдельным теплоприемником и гидравлическим сопротивлением системы (с учетом сопротивления установленных в ней дроссельных устройств) или сопротивлением теплообменника. Во избежание засорения не следует устанавливать дроссельные диафрагмы с диаметром отверстия менее 3 мм. Дроссельные диафрагмы, как правило, устанавливают во фланцевых соединениях (на тепловом пункте после грязевика) между запорной арматурой, что позволяет заменять их без спуска воды из системы.

Количество объектов, на которых производится установка сужающих устройств, обусловлено особенностями системы теплоснабжения и определяется экспериментально. Установка сужающих устройств на нескольких объектах может привести к тому, что будут обеспечены потребности в теплоснабжении всех объектов. В некоторых системах для достижения такого результата потребуется регулировка большинства объектов.

Предлагаемая методика позволяет снизить капитальные затраты на проведение регулировки гидравлического режима ТС, а также уменьшить трудоёмкость и длительность регулировки сети.

3.3 Реконструкции тепловой сети

Многие официальные источники называют тепловые сети самым слабым звеном СТ. Фигурируют огромные цифры тепловых потерь через тепловую изоляцию и с утечками теплоносителя (около 30 % от количества транспортируемой тепловой энергии - от 20 до 50 % выработки теплоты в отопительный период и от 30 до 70 % - летом). Причины этого хорошо известны: увлажнение (по разным причинам) тепловой изоляции трубопроводов, что ведет к резкому увеличению тепловых потерь, к наружной коррозии и сверхнормативным утечкам теплоносителя.

В мире при реконструкции ТС принят негласный стандарт на использование трубопроводов с тепловой изоляцией заводской готовности из пенополиуретана (ППУ). Такие трубы на настоящий момент обладают наилучшим соотношением надёжности, теплозащиты, стоимости изготовления и монтажа. Для этих трубопроводов коэффициент теплопередачи изоляции слабо зависит от диаметра и приблизительно равен 0,6-0,7 Вт/м²×К. В существующих тепловых сетях из-за увлажнения изоляции этот коэффициент может увеличиваться в 2-3 раза.

И эти мероприятия, на удивление, в наших сетях активно используются! Но не для энергосбережения, а потому, что замена сетей при ремонтах в этом случае требует меньших капитальных затрат, повышает надежность и долговечность тепловых сетей. Замена плохих, но работающих, трубопроводов у нас в стране экономически невыгодна.

Анализ потребления труб с ППУ показывает, что через 10-15 лет все сети у нас в стране будут из труб с ППУ. А при разумном выполнении этих работ можно и быстрее.

Рассмотрим два других направления совместно, так как они оказывают сходное влияние на СТ.

Тепловые сети поселка Комаричи находятся в хорошем состоянии. Несмотря на это необходимо произвести замену старых труб на трубы с пенополиуретановой изоляцией. На практике из-за нехватки средств не удается произвести замену всех участков тепловой сети. В таких условиях необходимо составить рейтинг реконструкции тепловой сети, то есть определить наиболее проблемные участки, которые в первую очередь нуждаются в замене.

Для составления рейтинга необходимо определить долю тепловых потерь участка тепловой сети от общего количества проходящей через этот участок теплоты. Долю тепловых потерь в процентах от общего количества проходящей через участок теплоты можно определить по выражению (3.6):

, (3.6)

где  - тепловые потери участка, Гкал/год;

- количество проходящей через участок теплоты, Гкал/год.

Использование данной методики позволит разработать порядок реконструкции тепловой сети в случае проведения плановых и аварийно-восстановительных работ.

В таблице 3.4 приведен суммарный рейтинг затрат, которые складываются из затрат на амортизацию трубопроводов, затрат на перекачку сетевой воды (электроэнергия) и финансовых потерь, обусловленных тепловыми потерями трубопроводов.

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

З_А = С/F, руб, (3.7))

где С - стоимость трубопроводов, руб;

F - срок амортизации трубопроводов, год.

Затраты на электрическую энергию определяются по формуле:

З_Э = , руб, (3.8))

где Po - потери давления на трубопроводе, Па;

Gр - расход теплоносителя в отопительный период, т/ч;

n_O - отопительный период, сут;

Т_Э - тариф на электрическую энергию, руб/кВт×ч;

h - к.п.д. сетевого насоса;

Gр^ЛЕТО - расход теплоносителя в летний период, т/ч;

n_ГВС - летний период, сут;

Стоимость тепловых потерь определяется по формуле:

Зтп = Q_тп ×Тт, руб (3.9))

где Q_тп - тепловые потери участка сети, Гкал;

Тт - тариф на тепловую энергию, руб/Гкал.

Данные по расчету и суммарный рейтинг затрат участков сети представлены в таблице 3.4. Таблица состоит из следующих столбцов: 1 столбец - наименование объекта; 2 столбец - диаметр участка; 3 столбец - длина участка; 4 столбец - амортизация; 5 столбец - затраты на электроэнергию; 6 столбец - стоимость тепловых потерь; 7 столбец - суммарные затраты. На основании расчётов построена рейтинговая диаграмма затрат участков сети (рисунке 3.3).

Таблица 3.3. Суммарный рейтинг затрат участков сети

Рейтинг позволяет выявить участки тепловой сети, обладающие наибольшими затратами на транспортировку тепловой энергии.

.4 Рекомендации по реконструкции тепловых сетей

На основании рейтингов, построенных выше, разработан план выполнения мероприятий по повышению эффективности системы теплоснабжения котельной. Предпочтение отдаем децентрализации, так как установка отдельных котлов и колонок имеет более низкий срок окупаемости по сравнению с заменой отводящих трубопроводов. Затем рекомендую заменить отводящие трубопроводы в порядке от наименьшего срока окупаемости, так как замена трубопроводов более эффективна, нежели установка шайб. Шайбы следует заменять в порядке от наибольшего Z к наименьшему.

Таблица 3.4. План мероприятий

В результате проделанной работы в разделе разработки рекомендации по совершенствованию тепловой сети, были выявлены самые проблемные участки тепловой сети. На основании этого даны рекомендации по устранению проблемы и были предложены следующие мероприятия:

реконструкция, при которой даны рекомендации по замене трубопроводов самых затратных участков тепловой сети;

регулировка, при которой были рассчитаны диаметры шайб и предложена установка сужающих устройств.

4. Технико-экономическая оценка инвестиций в реконструкции тепловых сетей

.1 Расчет технико-экономической оценки по регулировке тепловых сетей

В простейшем случае оценка эффективности регулировки тепловых сетей проводится по сроку окупаемости инвестиций, необходимых для реализации данного мероприятия:

Т_ОК = К/Э_год,,

где К - суммарные инвестиции на реализацию энергосберегающего мероприятия, руб;

Э_год - годовой экономический эффект от применения данного проекта, включая экономию энергоресурсов и других затрат, связанных с его реализацией, руб/год.

Более глубокой является оценка эффективности инвестиций на реализацию энергосберегающих проектов, учитывающая также оплаты по банковской кредитной ставке, инфляцию, в некоторых случаях обесценивающую положительный эффект от энергосбережения. Инвестиционный анализ позволяет сравнивать эффективность различных энергосберегающих проектов, оценить, насколько эффективно вкладывать денежные средства в реализацию энергосберегающего проекта по сравнению с использованием их в банковском бизнесе и других финансовых проектах, в которых можно получить заранее обусловленный процент прибыли.

Для этого к начальному времени реализации проекта приводят все доходы, поступающие за время его действия и сравнивают их с затратами на реализацию проекта, то есть с инвестициями в проект. Разность между инвестиционными затратами и суммой дисконтированных денежных потоков, генерируемых проектом и приведенных к моменту начала реализации проекта через действующую ставку доходности называется чистой приведенной стоимостью проекта (NPV).

Если полученная разность положительна, то проект за время его реализации окупается и имеет смысл его реализовывать. Если разница отрицательна, необходимо искать другие варианты осуществления энергосберегающих решений. При этом целесообразно проводить сравнительный анализ различных энергосберегающих проектов и отобрать к реализации тот, который требует меньших инвестиций и имеет более короткий срок окупаемости.

Чистая приведенная стоимость определяется по формуле:

NPV = C_F(t)/(1 + K_d)^t - I,

где C_F(t) - денежные потоки с учетом дисконтирования будущих поступлений от реализации проекта;

 Kd - коэффициент дисконтирования - минимальная норма доходности, ожидаемая инвестором от данного проекта (оценивается цена времени, инфляция, риск, действующие проценты банковских ставок);

t - продолжительность периода действия проекта;

 I - требуемые инвестиции [37].

.1.1 Расчет экономической эффективности от регулировки

Результатом Регулировки является снижение расхода теплоносителя на DG, т/час:

DG = G₁ - G_о,

где G₁ - фактический расход теплоносителя в сети, т/ч;_о - расчетная величина расхода теплоносителя, т/ч.

Общая экономия от Регулировки складывается, руб:

Э =DQ + DN + DQ₁ + DQ₃,

где DQ - экономия за счет снижения расходов тепловой энергии, руб;

DN - экономия за счет снижения расходов электрической энергии, руб;

DQ₁ - экономия за счет снижения утечек теплоносителя, руб;

DQ₃ - экономия за счет снижения расходов тепловой энергии, вызванной утечками теплоносителя, руб.

Рассмотрим эти составляющие.

) Снижение расходов на тепловую энергию, руб,

В целом:

DQ = с_р * Dt * DG * Dt * T₁

где DQ - экономия за счет снижения расходов теплоносителя; за период времени Dt, при уменьшении расхода на DG;

Dt - средний температурный график за период Dt, °С, ориентировочно Dt = Dt_о (2).

Т₁ - тариф на тепловую энергию, руб/Гкал.

В удельном виде выражение (4.5), руб./(т/час):

DQ = с_р * Dt * Dt * T₁,

) Снижение расходов электроэнергии, руб./(т/час):

DN = (Dp * Dt * T₂)/(1000 * h * 3600),

где h - к.п.д. циркуляционных насосов;

Dp - перепад давления в тепловой сети на котельной, Па;

Т₂ - тариф на электрическую энергию, руб/кВт×час.

) Экономия за счет снижения утечек теплоносителя, руб./(т/час):

DQ₁ = (с_р * Dt * Dt) * T₃ * Dq,

где Dq - утечки теплоносителя, м³/Гкал;

Т₃ - тариф на воду, руб/м³.

Выражение в скобках численно равно объему тепловой энергии, вырабатываемой за период Dt.

) Экономия за счет снижения потерь тепловой энергии с утечками теплоносителя, руб./(т/час):

DQ₃ =(с_р * Dt * Dt * Dq) * T₁ * с_р * Dt₁,

где Dt₁- средняя величина нагрева воды, °С.

Выражение в скобках в формуле (4.7) численно равно объему утечек теплоносителя за период времени Dt.

) Общий экономический эффект

Подставим в формулу (4.4) выражения (4.5) - (4.7), руб./(т/час):

Э = с_р * Dt * Dt * T₁ + (Dp * Dt * T₂)/(1000 * h * 3600) + с_р * Dt * Dt * T₃* *Dq + (с_р * Dt * Dt * Dq) * Т₁ * с_р * Dt₁.

6) Капитальные затраты

Капитальные затраты на Регулировку на первые два этапа рассчитываются по прейскуранту в зависимости от количества объектов теплопотребления в тепловой сети. Капитальные затраты на заключительный этап рассчитываются по сметам в зависимости от выбора оборудования. Вместе с тем, опыт реализации Регулировок показал, что при выборе наиболее простого варианта оборудования (с помощью дроссельных шайб), стоимость третьего этапа приблизительно в два раза выше суммарной стоимости предыдущих этапов.

4.1.2 Пример расчета регулировки тепловой сети

1) Исходные данные

Котельная на твердом топливе (уголь) мощностью 2,56 Гкал/час, обслуживает поселок, где N = 32, присоединенная нагрузка Q^Р = 2,6 Гкал/час. Температурный график котельной Dt_о = 95 - 70, давление (перепад) на выходе Dp = 2 * 10⁵ Па, к.п.д. циркуляционных насосов h = 0,6. Существующий расход теплоносителя G₁ = 98,55 т/час, утечки теплоносителя Dq = 0,15 т/Гкал. Период регулировки равен 5544 час (отопительный сезон).

Тарифы в поселке следующие:

Т1 = 987 руб./Гкал;

Т2 = 3,54 руб./ кВт*час;

Т3 = 8,05 руб / т.

) Результаты Регулировки

Предполагается, что в результате регулировки удалось установить расчетное значение расхода теплоносителя, т/час:_о = 2,6 / (10^-3 * 25) = 104 т/час.

DG = G_о - G₁ = 104 - 98,55 = 5,45 т/час.

Рассчитываем составляющие экономического эффекта (формула (4.4)):

DQ = 10 ^-3*12,5*5544*987 = 68399,1 руб./(т/час); формула (4.6).

 1817,2 руб/(т/час); формула (4.7).

 83,7 руб/(т/час); формула (4.8).

 2564,9 руб/(т/час); формула (4.9).

Итого общая экономия за период регулирования составит (формула (4.10)), руб:

Э = 68399,1 + 1817,2 + 83,7 + 2564,9 = 72864,9 руб/(т/час)

Э_год = Э × DG = 72864,9 × 5,45 @ 397114 руб/год.

) Укрупненный расчет эффективности

Капитальные затраты состоят из проектных расходов (К₁) на расчёт гидравлического режима ТС, затрат на материалы (К₂), используемые при проведении регулировки на объектах теплопотребления и производственных затрат (К₃) на амортизацию оборудования и оплату труда.

Приняты следующие нормы затрат на проведение Регулировки:

проектные расходы составляют - 1000 руб/объект;

затраты на материалы - 100 руб/объект;

производственные затраты - 1000 руб/объект.

Для рассматриваемого случая (количество потребителей m = 32) капитальные затраты рассчитываются следующим образом:

К1 = 1000 * 32 = 32000 руб.

К2 = 100 * 32 = 3200 руб.

К3 = 1000 * 32 = 32000 руб.

Капитальные суммарные затраты по максимальным укрупненным показателям:

К = 32000 + 3200 + 32000 = 67200 руб.

Срок окупаемости проекта составляет:

Е = 67200 / 72864,9 = 0,9 года.

4.2 Расчет NPV (револьверный метод) по регулировке тепловых сетей

Более глубокой является оценка эффективности инвестиций на реализацию энергосберегающих проектов [31], учитывающая также оплаты по банковской кредитной ставке, инфляцию, в некоторых случаях обесценивающую положительный эффект от энергосбережения. Инвестиционный анализ позволяет сравнивать эффективность различных энергосберегающих проектов, оценить, насколько эффективно вкладывать денежные средства в реализацию энергосберегающего проекта по сравнению с использованием их в банковском бизнесе и других финансовых проектах, в которых можно получить заранее обусловленную прибыль.

Для этого к начальному времени реализации проекта приводят все доходы, поступающие за время его действия и сравнивают их с затратами на реализацию проекта, то есть с инвестициями в проект. Разность между инвестиционными затратами и суммой дисконтированных денежных потоков, генерируемых проектом и приведенных к моменту начала реализации проекта через действующую ставку доходности называется чистой приведенной стоимостью проекта (NPV).

Если полученная разность положительна, то проект за время его реализации окупается и имеет смысл его реализовывать. Если разница отрицательна, необходимо искать другие варианты осуществления энергосберегающих проектов.

Расчет срока окупаемости Регулировки по укрупненным показателям дает, как правило, заниженное значение срока окупаемости (оптимистичный вариант), так как не учитывает сроков реализации проекта, инфляции, неравномерности теплопотребления.

Проведем этот расчет с использованием NРV при следующих исходных данных:

срок реализации первого этапа Регулировки - 3 месяца;

срок реализации второго этапа Регулировки - 1 месяц;

срок реализации первого этапа Регулировки - 2 месяца;

оплата каждого этапа осуществляется в начале его реализации;

норму дисконтирования примем равной инфляции (30 %);

предполагаем, что проект завершен к 1 октября (началу отопительного сезона);

не учитываем возможное изменение тарифов в период срока окупаемости проекта.

С учетом этих допущений срок окупаемости проекта по нашему примеру составляет 1 год.

.3 Расчет экономической эффективности замены отводящих трубопроводов

Регулировка гидравлического режима тепловой сети на настоящий момент является одним из самых малозатратных и быстро окупаемых энергосберегающих мероприятий, реализуемых в системах теплоснабжения. Многолетняя практика проведения Регулировки подтверждает высокую экономическую и энергетическую эффективность этого ЭРСМ.

Вместе с тем, опыт проведения регулировки гидравлического режима тепловой сети выявил ряд недостатков, снижающих эффективность указанного способа оптимизации системы теплоснабжения. Изученние результатов проведения Регулировки в системах теплоснабжения районов Брянской области дало парадоксальные результаты. Во многих случаях оптимизация гидравлического режима не принесла ожидаемого экономического эффекта, а в некотрых случаях привела к снижению качества теплоснабжения поребителей.

Это объясняется многими причинами:

- неизвестна шероховатость трубопроводов тепловой сети, а следовательно, их реальное гидравлическое сопротивление;

нет достоверной информации об отклонениях от проекта тепловой сети;

часто регулировка гидравлического режима производится не на всех объектах сети, причем выбор объектов регулировки осуществляют случайно;

существует вероятность демонтажа сужающих устройств на объектах теплопотребления жильцами.

В данном пункте предлагаются другой способ проведения регулировки гидравлического режима водной тепловой сети, позволяющие устранить некоторые из указанных недостатков, а также снизить капитальные затраты на проведение монтажных работ.

Если завышение диаметров магистральных трубопроводов оправдано запасом для развития системы и присоединение новых объектов, то завышение диаметров отводящих трубопроводов является причиной неоправданных потерь тепловой энергии в ТС.

На наш взгляд, наиболее перспективным является снижение среднего диаметра трубопроводов ТС путём замены используемых отводящих трубопроводов на трубопроводы меньшего диаметра при аварийных или планово-предупредительных ремонтах. Такой подход позволит оптимизировать систему теплоснабжения, сохранив потенциал ТС по транспортировке тепловой энергии на случай подключения новых потребителей, окажет наименьшее влияние на существующую систему теплоснабжения.

К установке принимаются трубопроводы с ближайшим по значению большим внутренним диаметром. Возможен вариант установки подающего и обратного трубопроводов разного диаметра, при этом средний диаметр отводящих трубопроводов данного участка сети должен быть больше минимально допустимого диаметра [2].

4.3.1 Экономическая эффективность от замены отводящих трубопроводов

Общая экономия складывается, в руб./(т/час):

Э = Эээ + ΔА + Эт,

где Эт - экономия за счет снижения расходов тепловой энергии, руб;

Эээ - экономия за счет снижения расходов электрической энергии, кВт×час;

ΔА - экономия за счет снижения издержек на амортизацию.

В простейшем случае оценка эффективности регулировки тепловых сетей проводится по сроку окупаемости инвестиций, необходимых для реализации данного мероприятия:

e = К/Э_год,

где К - суммарные инвестиции.

.3.2 Техническая эффективность проекта

Экономия за счет снижения тепловых потерь вычисляются по формуле (4.13)

DQ_т.п.= Q_т.п1 - Q_т.п2, Гкал, (4.13)

где Q_т.п1 и Q_т..п2 - тепловые потери до и после выбора минимальных диаметров.

Q_т.п=∑ ( α × L × τ / 1000000) / c, Гкал в год, (4.14)

где t - расчётный период времени,

α - норма плотности теплового потока Вт/м², зависит от диаметра, температурного графика, способа прокладки.

Снижение расходов электроэнергии, кВт×час:

DN = (Dp × DG× t)/(1000×h×3600),

где h - к.п.д. циркуляционных насосов;

Dp - перепад давления в тепловой сети на котельной, Па;

Экономия за счет снижения издержек на амортизацию, руб:

DА= А₁ - А₂, (4.16)

где А₁ и А₂ - издержки на амортизацию до и после выбора оптимальных диаметров, руб.

А = С/15, (4.17)

где С - стоимость замены трубопроводов, руб;

С = ∑ 20 × L × d, (4.18)

где d - диаметр трубопровода, мм.

Данные по расчету экономической эффективности по замене отводящих трубопроводов заключены в таблицу.

Таблица 4.1 состоит из следующих столбцов: 1 столбец (потребитель); 2 столбец (Условный диаметр участка); 3 столбец (Длина участка); 4 столбец (Минимальный диаметр); 5 столбец (Принимаемый минимальный диаметр); 6 столбец (Стоимость трубопроводов); 7 столбец (Эффективность установки минимального диаграмма); 8 столбец (окупаемость).

Таблица 4.1. Технико-экономическая оценка выбора оптимальных диаметров.

 Сделаем выводы. Цель этой диаграммы показать наглядно с какого объекта необходимо начинать оптимизацию, чтобы достичь максимально необходимого эффекта. Оптимизацию лучше всего начинать с 4 кв. ж/д №21.

.4 Расчет тарифа на отпускаемую тепловую энергию

В политике энергосбережения центральное место занимает тарифообразование на различные виды энергоресурсов. Наибольший интерес и сложность при расчете вызывают тарифы на тепловую энергию.

Расчет тарифа на тепловую энергию производится по зависимости:

Т₁=(( + )/())·(1 + n)

где Т-тариф на тепловую энергию, руб/Гкал;

 - постоянные составляющая затрат при производстве тепловой энергии (зарплата, налоги, амортизация, электроэнергия, вода, химреактивы, текущей ремонт), руб.;

 - переменные составляющие затраты (топливо), зависящие от количества производимой тепловой энергии, руб.;

- переменные составляющие затраты на транспортировку теплоносителя до объекта теплопотребления, сюда входят затраты электроэнергии на привод сетевых насосов, амортизацию тепловых сетей, ремонт и обслуживание тепловых сетей, руб.;

n - рентабельность (прибыль) при производстве тепловой энергии %;

Q - полезная (реализованная) тепловая энергия, Гкал.

Q_т.п - количества потерянной тепловой энергии в тепловой сети за год

Количество отпущенной тепловой энергии определяется по формуле:

Q = Q_o - Q_с.н. - Q_т.с.,

где Q_o - общее производство тепловой энергии на источнике теплоснабжения, Гкал;

Q_с.н. - затраты тепловой энергии на собственные нужды котельной, Гкал;

Q_т.с. - потери тепловой энергии в тепловых сетях, Гкал.

Вычислим переменные затраты в тепловой сети для расчета тарифа на тепловую энергию.

 (4.21)

где - годовая выработка теплоты от источника теплоты, Гкал/год

- теплота парообразования

- КПД сетевых насосов принимается = 0,6

 - тариф на топливо (природный газ)  = 1500 руб/тонну.

Теперь мы посчитаем тариф на тепловую энергию с учетом децентрализации объектов. Так мы получим меньший тариф, потому что по направлению к этим объектам очень большие тепловые потери.

 (4.22)

где - количество теплоты от децентрализации некоторых объектов;

 - тепловые потери с учетом децентрализации объектов с горячим водоснабжением в летний период времени; в данном случае равен нулю;

- переменные составляющие затраты (топливо), зависящие от количества производимой тепловой энергии, руб; переменные составляющие затраты на транспортировку теплоносителя до объекта теплопотребления, сюда входят затраты электроэнергии на привод сетевых насосов, амортизацию тепловых сетей, ремонт и обслуживание тепловых сетей в летний период времени с учетом децентрализации объектов, руб.

 (4.23)

где - тепловые потери в год;

Определяем переменные составляющие затраты:

- постоянные составляющие затраты (топливо), зависящие от количества производимой тепловой энергии, руб.;

 (4.24)

переменные составляющие затраты на транспортировку теплоносителя до объекта теплопотребления, сюда входят затраты электроэнергии на привод сетевых насосов, амортизацию тепловых сетей, ремонт и обслуживание тепловых сетей в летний период времени с учетом децентрализации объектов, руб определяются по следующей формуле (4.25):

 (4.25)

4.5 Рекомендации

Проанализировав технико-экономическую оценку данных мероприятий, можно сделать вывод, что в первую очередь необходимо произвести регулировку тепловых сетей, в связи с ее небольшими капитальными затратами и экономической выгодой. При планово - ремонтных мероприятиях или аварийных ситуациях рекомендуется производить замену существующих трубопроводов на трубопроводы с оптимальными диаметрами, что позволит без значительных капитальных вложений денежных средств улучшить состояние тепловых сетей.

Данное мероприятие позволит улучшить качество теплоснабжения в короткие сроки и приведет к экономии средств.

5. Техника безопасности при эксплутации, обслуживании и ремонте трубопроводов

Разработка межотраслевых и отраслевых типовых инструкций по охране труда производится в соответствии с Методическими рекомендациями по разработке государственных нормативных требований охраны труда.

Разработка межотраслевых и отраслевых типовых инструкций по охране труда осуществляется на основе:

а) действующих законов и иных нормативных правовых актов;

б) изучения вида работ, для которого инструкция разрабатывается;

в) изучения условий труда, характерных для соответствующей должности, профессии (вида работ);

г) определения опасных и вредных производственных факторов, характерных для работ, выполняемых работниками соответствующей должности, профессии;

д) анализа типичных, наиболее вероятных причин несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

е) определения наиболее безопасных методов и приемов выполнения работ.

Требования, предъявляемые к подготовке межотраслевых и отраслевых типовых инструкций по охране труда, аналогичны требованиям, предъявляемым к подготовке межотраслевых и отраслевых правил по охране труда.

В межотраслевую или отраслевую типовую инструкцию по охране труда рекомендуется включать разделы:

. Общие положения.

. Организация безопасной эксплуатации.

. Обслуживание трубопроводов.

. Организация ремонта трубопроводов.

. Обеспечение пожаробезопасности.

. Обеспечение безопасности при производстве работ.

При необходимости в межотраслевую или отраслевую типовую инструкцию по охране труда можно включать другие разделы.

В тексте межотраслевых и отраслевых типовых инструкций по охране труда делается минимум ссылок на какие-либо нормативные правовые акты, кроме ссылок на правила, на основании которых они разработаны [29].

В данной дипломной работе предлагается разработать инструкцию по технике безопасности для оператора котельной.

Настоящая инструкция содержит основные требования по обеспечению безаварийной работы и безопасного обслуживания паровых и водогрейных котлов, пароперегревателей, автономных водяных экономайзеров, трубопроводов пара и сосудов и горячей воды, работающих под давлением, на которые распространяются требования действующих Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденных Госгортехнадзором России 28.05.93, Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Госгортехнадзором России 18.07.94, Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденных Госгортехнадзором России 18.04.95 [29].

.1 Общие положения

Инструкция по охране труда (далее инструкция) является основным документом, устанавливающим для рабочих правила поведения на производстве и требования безопасного выполнения работ.

Знание инструкции обязательно для рабочих всех разрядов и групп квалификации, а также их непосредственных руководителей.

Администрация предприятия обязана создать на рабочем месте условия, отвечающие правилам по охране труда, обеспечить рабочих средствами защиты и организовать изучение ими инструкции.

Каждый рабочий обязан:

соблюдать требования инструкции;

немедленно сообщать своему непосредственному руководителю, а при его отсутствии

вышестоящему руководителю о происшедшем несчастном случае и обо всех замеченных им нарушениях требований инструкции, а также о неисправностях сооружений, оборудования и защитных устройств;

помнить о личной ответственности за несоблюдение требований техники безопасности;

содержать в чистоте и порядке рабочее место и оборудование;

обеспечивать на своем рабочем месте сохранность средств защиты, инструмента, приспособлений, средств пожаротушения и документации по охране труда.

Запрещается выполнять распоряжения, противоречащие требованиям инструкции.

5.2 Организация безопасной эксплуатации

Руководство предприятия (организации) - владельца трубопровода - должно обеспечить содержание трубопроводов в исправном состоянии и безопасные условия их эксплуатации путем организации надлежащего обслуживания.

В этих целях владелец обязан:

а) назначить ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов из числа инженерно-технических работников, прошедших проверку знаний в установленном порядке;

б) обеспечить инженерно-технических работников правилами и руководящими указаниями по безопасной эксплуатации трубопроводов (циркулярами, информационными письмами, инструкциями);

в) разработать и утвердить производственную инструкцию для персонала, обслуживающего трубопроводы. Инструкция должна быть выдана под расписку обслуживающему персоналу и вывешена на рабочих местах;

г) назначить необходимое количество лиц обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверение на право обслуживания трубопроводов;

д) установить такой порядок, чтобы персонал, на который возложены обязанности по обслуживанию трубопроводов, вел тщательное наблюдение за порученным ему оборудованием путем осмотра, проверки исправности действия арматуры, контрольно-измерительных приборов и предохранительных устройств; для записи результатов осмотра и проверки доложен вестись сменный журнал;

е) установить порядок и обеспечить периодичность проверки знания руководящими и инженерно-техническими работниками правил, норм и инструкций по технике безопасности в соответствии с "Положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по технике безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России";

ж) обеспечить выполнение инженерно-техническими работниками правил, а обслуживающим персоналом - инструкций;

з) организовать периодическую проверку знаний персоналом производственных инструкций;

и) проводить периодически, но не реже одного раза в год обследование трубопроводов с последующим уведомлением инспектора котлонадзора о результатах этого обследования.

. Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода должен обеспечивать:

а) содержание трубопроводов в исправном состоянии;

б) выполнение контроля над состоянием металла и сварных соединений элементов трубопроводов в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

в) своевременную подготовку трубопроводов к техническому освидетельствованию;

г) своевременное исправление выявленных неисправностей;

д) обслуживание трубопроводов обученным и аттестованным персоналом;

е) периодическую проверку знаний обслуживающего персонала (обслуживающий персонал должен быть обеспечен инструкциями);

ж) выполнение обслуживающим персоналом производственных инструкций;

з) своевременный замер температурных перемещений трубопроводов и остаточных деформаций в соответствии с требованием инструкций.

. Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов обязан:

а) осматривать трубопроводы в рабочем состоянии с периодичностью, установленной главным инженером предприятия;

б) проводить техническое освидетельствование трубопроводов;

в) ежедневно в рабочие дни проверять записи в сменном журнале и расписываться в нем;

г) хранить паспорта трубопроводов и инструкции;

д) участвовать в обследованиях, проводимых инспектором котлонадзора, и технических освидетельствованиях, проводимых инженером специализированной организации;

е) своевременно выполнять предписания, выданные органами Госгортехнадзора;

ж) проводить противоаварийные тренировки с персоналом;

з) участвовать в комиссии по аттестации и периодической проверке знаний ИТР и обслуживающего персонала;

и) прекратить эксплуатацию трубопровода при выявлении неисправностей, которые могут привести к авариям или травмированию людей.

. Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию имеет право:

отстранять от обслуживания трубопроводов персонал, допускающий нарушение инструкций или показывающий неудовлетворительные знания;

представлять руководству предприятия предложения по привлечению к ответственности ИТР и лиц обслуживающего персонала, нарушающих правила и инструкции:

представлять руководству предприятия предложения по устранению причин, порождающих нарушения требований правил и инструкций.

.3 Обслуживание трубопроводов

. К обслуживанию трубопроводов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, обученные по программе, согласованной с Госгортехнадзором России, имеющие удостоверение на право обслуживания трубопроводов и знающие производственную инструкцию.

Знания обслуживающего персонала должны проверяться квалифицированной комиссией предприятия. Участие представителя органа Госгортехнадзора в работе квалификационной комиссии по аттестации обслуживающего персонала необязательно.

. Проверка знаний обслуживающего персонала должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев, а также при переходе с одного предприятия на другое.

. Результаты экзаменов и периодической проверки знаний обслуживающего персонала должны оформляться протоколом за подписью председателя комиссии и ее членов и заноситься в специальный журнал.

Лицам, выдержавшим экзамены, выдаются удостоверения за подписью председателя комиссии.

. Проверка исправности действия манометров и предохранительных клапанов должна производиться в следующие сроки:

а) для трубопроводов с рабочим давлением до 1,4 МПа(14 кг с/см²) включительно - не реже одного раза в смену;

б) для трубопроводов с рабочим давлением свыше 1,4 МПа (14 кг с/см²) до 4,0 МПа (40 кг с/см2) включительно - не реже одного раза в сутки;

в) для трубопроводов с рабочим давлением свыше 4,0 МПа (40 кг с/см²) в сроки, установленные инструкцией Минтопэнерго России.

О результатах проверки делается запись в сменном журнале.

. Проверка исправности манометра обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации трубопровода производится с помощью трехходового крана или заменяющих его запорных вентилей путем "установки стрелки манометра на нуль".

Не реже одного раза в 12 месяцев манометры должны быть проверены в порядке, предусмотренном Госстандартом России, на каждом из них должно быть установлено клеймо или пломба.

Кроме указанной поверки, владелец обязан не реже одного раза в 6 месяцев производить дополнительную проверку рабочих манометров контрольным с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров.

При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

. Манометры не допускаются к применению в следующих случаях:

а) на манометре отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

б) истек срок поверки манометра;

в) стрелка манометра при его отключении не возвращается к нулевой отметке шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного манометра;

г) разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности его показаний.

. Исправность предохранительных клапанов проверяется принудительным кратковременным их "подрывом".

.4 Организация ремонта трубопроводов

. Владелец трубопровода должен обеспечивать своевременный ремонт трубопроводов по утвержденному графику планово-предупредительного ремонта. Ремонт должен производиться по техническим условиям, разработанным до начала выполнения работ.

. Ремонт трубопроводов должен проводиться только по наряду-допуску, выдаваемому владельцем трубопровода.

. На предприятии должен вестись ремонтный журнал, в который за подписью лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, должны вноситься сведения о выполненных ремонтных работах, не вызывающих необходимости внеочередного технического освидетельствования.

Сведения о ремонтных работах, вызывающих необходимость проведения внеочередного технического освидетельствования трубопровода, о материалах, использованных при ремонте, а также сведения о качестве сварки должны заноситься в паспорт трубопровода.

. До начала ремонтных работ на трубопроводе он должен быть отделен от других трубопроводов заглушками или отсоединен.

В случае если арматура трубопроводов пара или горячей воды бесфланцевая, отключение трубопровода должно производиться двумя запорными органами при наличии между ними дренажного устройства условным диаметром не менее 32 мм, имеющего прямое соединение с атмосферой. Приводы задвижек, а также вентилей открытых дренажей должны быть заперты на замок так, чтобы исключалась возможность ослабления их плотности при запертом замке. Ключи от замков должны храниться у ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.

Толщина применяемых при отключении трубопровода заглушек и фланцев должна быть определена расчетом на прочность. Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостик), по которой определяется ее наличие. Прокладки между фланцами и заглушкой должны быть без хвостиков.

.5 Обеспечение пожаробезопасности

Не разрешается накапливать на площадках горючие вещества (жирные масляные тряпки, опилки или стружки и отходы пластмасс), их следует хранить в закрытых металлических контейнерах в безопасном месте.

Противопожарное оборудование должно содержаться в исправном состоянии, работоспособном состоянии. Проходы к противопожарному оборудованию должны быть всегда свободны и обозначены соответствующими знаками.

Рабочие места, опасные во взрыво- или пожарном отношении, должны быть укомплектованы первичными средствами пожаротушения и средствами контроля и оповещения об угрожающей ситуации.

5.6 Обеспечение безопасности при производстве работ

При производстве работ необходимо соблюдать требования СНиП 12-3, включая погрузочно-разгрузочные, земляные, электросварочные и газосварочные работы, гидравлические и пневматические испытания (в части установления опасных зон).

При хранении труб ПЭ-С и отводов на объекте строительства и на месте монтажа, учитывая горючесть этих труб (группа горючести «Г 3»), пенополиуретана и поэтилена (группа горючести «Г 4»), следует соблюдать правила противопожарной безопасности. Запрещается разводить огонь и проводить огневые работы в непосредственной близости (не ближе 2 м) от места складирования изолированных труб, хранить рядом с ними горючие и легко воспламеняющиеся жидкости.

При загорании труб, их теплоизоляции и отводов следует использовать обычные средства пожаротушения, при пожаре в закрытом помещении следует пользоваться противогазами марки БКФ. При устройстве элементов стыка термоусадочных муфт (манжет) с использованием пламени пропановой горелки необходимо тщательно следить за нагревом муфт и манжет и полиэтиленовых оболочек труб, не допуская пережогов поэлитилена или его загорания.

Отходы пенополиуретана и полиэтилена при разрезке труб или освобождении труб от изоляции должны быть сразу после окончания рабочей операции собраны и складированы в специально отведенном на стройплощадке месте на расстоянии не менее 2 м от теплоизолированных труб и деталей.

Трубы из полиуретана и полиэтилена не взрывоопасны, при обычных условиях не выделяют в окружающую среду токсичных веществ и не оказывают при непосредственном контакте вредного влияния на организм человека. Обращение с ними не требует особых мер предосторожности (класс опасности 4 по ГОСТ 12.1.005).

Все работы по заливке стыков изолированных труб смесью пенополиуретана (приготовление смеси ППУ, заливка смеси в стык) должны производиться в спецодежде с применением индивидуальных средств защиты (хлопчатобумажный костюм, спецобувь, перчатки из ПВХ, хлопчатобумажные рукавицы, защитные очки).

На месте заливки стыков должны находится средства для дегазации применяемых веществ (5 - 10 %-ный раствор аммиака, 5 %-ный раствор соляной кислоты), а также аптечка с медикаментами (1,3 %-ный раствор поваренной соли, 2 %-ный раствор питьевой соды, раствор йода, бинт, вата, жгут). Необходимо помнить, что компонент смеси ППУ (полиизолянт) относится к ядовитым веществам.

6. Автоматизация котельного агрегата

.1 Общее положение

Автоматизация - это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.

В дипломном проекте разработана система автоматизации и контроля котельной на постоянном топливе - уголь.

Цель автоматизации: передача функции контроля от человека к автоматическим устройствам.

Наблюдения за параметрами систем осуществляются с помощью измерительных приборов. Совокупность устройств, с помощью которых выполняются операции автоматического контроля, называется системой автоматического контроля.

Система автоматического контроля позволяет осуществить наиболее полное соответствие между производством и потреблением теплоты за счет строгого соблюдения расчетных параметров теплоносителя и предупреждения аварийной ситуации.

Задачами автоматического контроля являются обеспечение:

) выработки в каждый данный момент необходимого количества горячей воды при определенных ее параметрах давлении и температуре (смотреть функциональную схему автоматизации);

) экономичности сжигания топлива;

) надежности, то есть установления и сохранения нормальных условий работы котельной, исключающих возможность неполадок и аварий.

Устройства автоматизации выполняют следующие функции:

местное и дистанционное измерение технологических параметров (теплотехнический контроль);

автоматическое и дистанционное управление приводными двигателями, приводами запорных органов и сигнализация их состояния (включено-отключено, открыто-закрыто);

предупредительная сигнализация отклонений технологических параметров, свидетельствующих о наличии предаварийного состояния;

автоматическая защита, предотвращающая переход предаварийного состояния и аварийное (автоматика безопасности для котельных установок);

автоматическое и дистанционное регулирование - поддержание технологических параметров в соответствии с заданным значением или изменение их по заданному закону.

Для контроля параметров, учет которых необходим для анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов предусматриваются регистрирующие приборы.

Общим положениям при выборе места установки приборов является удобство обслуживания котельной при минимальном числе обслуживающего персонала и небольшие капитальные и эксплуатационные затраты.

Основным техническим документом проектов автоматизации являются функциональные схемы автоматизации, и они должны давать представление об объекте автоматизации, о функциях, реализованных в проекте и о средствах автоматизации.

Функциональная схема автоматизации выполнена в соответствии с ГОСТ 21404-85 «Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах» и представлена в графической части проекта.

6.2 Контрольные измерительные приборы

.2.1 Местные приборы

Местные приборы, установленные непосредственно на объекте, должны служить для эксплуатационной оценки приборов, а также использоваться при наладке приборов косвенного преобразования.

В соответствии с правилами эксплуатации на обратном и подающем трубопроводах установлены штуцеры для манометров и гильзы для термометров.

Манометры производят измерение избыточного давления и перепада давлений. Используются манометры общего назначения показывающие.

Термометры производят измерения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах. Установлены технические ртутные стеклянные термометры типа ТТ.

.2.2 Автоматические приборы

Измерение расхода и количества тепловой энергии, отпущенной из теплоисточника и теплопотребляющими установками осуществляется комплексом измерительных устройств под общим названием тепломер.

Измерение расхода теплоносителя осуществляется с помощью диафрагмы и дифманометра типа ДТ.

Измерение температуры производится с помощью термопреобразователя сопротивления типа ТСП в качестве первичного прибора и логометра в качестве вторичного прибора. Действие термопреобразователя основано на использовании зависимости электрического сопротивления проводника от температуры. Вторичный прибор - устройство, воспринимающее сигнал от первичного прибора или передающего измерительного преобразователя, и преобразующего его в форму, удобную для восприятия измерительной информации диспетчером и обслуживающим персоналом.

6.3 Система сигнализации

Основными функциями системы технологической сигнализации является восприятие контролируемых параметров с помощью чувствительных элементов. От чувствительных элементов сигнал поступает в регулирующие приборы и в устройство вывода информации (УВ). Регистрирующие приборы являются сигнализирующими, то есть устройствами сигнализации.

Информация о состоянии механизма выводится двухпозиционно (включен - выключен).

.4 Система блокировки

Блокировка обеспечивает автоматическое включение и выключение оборудования, вспомогательных механизмов и органов управления с определенной последовательностью в соответствии с технологическим процессом.

Залив местной системы и защита ее от опорожнения осуществляется регулятором давления «до себя» и обратным затвором. При остановке сетевого насоса на теплоисточнике регулятор давления и обратный затвор закрываются, что обеспечивает отсечку местных систем от тепловой сети.

Защита системы отопления от повышения давления в сети не предусматривает, так как опасности раздавливания приборов нет, но регулятор давления «после себя» установим на случай, если такая опасность появиться. Так и будет осуществляться защита системы отопления.

.5 Автоматическое регулирование

В котельной предусматривается регулирование температуры горячей и сетевой воды.

Регулирование температуры горячей и сетевой воды осуществляется с помощью гидравлической автоматики косвенного действия.

Также в котельной предусматривается регулирование температуры горячей воды перед системой отопления.

Регулирование температуры горячей воды осуществляется с помощью регулятора температуры, который состоит из термопреобразователя сопротивления типа ТСМ; датчика температуры, регулирующего прибора РС.29 с исполнительным механизмом типа МЭО.

.5.1 Заказная спецификация на технические средства автоматизации

Таблица 6.1. Спецификация технических средств автоматизации

теплота энергия трубопровод экономический

6.6 Технико-экономическая эффективность автоматизации

Основными преимуществами автоматизации котельного агрегата «Тула - 3» можно считать следующие:

снижение эксплуатационных расходов за счёт уменьшения численности обслуживающего персонала;

экономия топлива, тепла и электроэнергии, снижение затрат на текущий ремонт, обусловленных улучшением эксплуатационного режима и защиты оборудования;

повышение качества теплоснабжения за счёт автономного постоянного контроля и регулирования параметров системы;

обеспечение бесперебойности и надёжности действия всей системы теплоснабжения за счёт лучшего контроля и автоматического управления работой агрегатов и установок.

Заключение

Структура тепловых нагрузок в России: системы централизованного теплоснабжения обеспечивают теплоснабжение около 75 % всех потребителей тепла в России, включая сельские населенные пункты. При этом около 35 % потребности в тепловой энергии обеспечивают теплофикационные системы, то есть системы, в которых источниками тепла служат ТЭЦ различной мощности.

В общей сложности крупными теплофикационными системами вырабатывается около 1,5 млн. Гкал в год, из них 47,5 % на твёрдом топливе, 40,7 % на газе и 11,8 % на жидком топливе.

Около 600 млн. Гкал тепла в год производят по данным Госстроя России 68 тыс. коммунальных котельных. Объёмы производства тепловой энергии имеют тенденцию к росту примерно на 2,5 - 3,0 % в год.

Структурированы проблемы в теплоснабжении, которые отрицательно сказываются на нормальном функционировании не только жилищно-коммунального комплекса, но и ТЭК страны.

В ходе выполнения дипломной работы с помощью обработки исходных данных и необходимых расчетов получены следующие результаты:

В первой главе достаточно подробно приведены исходные данные для выполнения всех расчётов тепловой сети котельной поселка Комаричи, таких как, тепловая нагрузка на потребителей, перепад давления на котельной, температурный график, характеристика оборудования, также описание тепловых сетей и потребителей тепловой энергии.

Во второй главе дипломной работы произведён анализ основных параметров системы теплоснабжения. Произведённый расчет скорости движения теплоносителя показал, что скорости меньше чем 0,5 м/с. Это говорит о завышенных диаметрах трубопровода и о больших тепловых потерях теплоносителя. Потери тепловой энергии присутствуют на всех участках сети, что свидетельствует о плохой тепловой изоляции трубопроводов. Также удорожание затрат на транспортировку, амортизацию и повышение тарифов. Расчёты оформлены в таблицы, также построены диаграммы, наглядно отражающие приведённые данные. Произведён гидравлический расчёт системы и построен пьезометрический график.

В третьей главе приведены рекомендации по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка. Регулировка ТС представляет собой настройку гидравлических характеристик, поэтому при определении степени влияния объектов на систему теплоснабжения особое внимание уделялось гидравлическим характеристикам потребителей. Регулировка сети носит вероятностный характер, так как многие реальные характеристики ТС определить не представляется возможным или это потребует затрат, не сопоставимых с экономическим эффектом от проведения Регулировки. Предлагаемый способ Регулировки предполагает установку сужающих устройств на объектах тепловой сети в строго определенном порядке. Вначале, для всех объектов теплопотребления рассчитывается рейтинговый параметр, позволяющий определить объект, установка сужающих устройств на котором даст наибольший эффект для оптимизации гидравлического режима сети (оказывает наибольшее влияние на работу сети).

Затем производим тот же расчет без учета первого объекта, и определяем второй объект для установки сужающего устройства. Расчёты производят до тех пор, пока на оставшихся объектах суммы расчётного и фактического расходов теплоносителя не будут отличаться друг от друга на заданную величину. Её значение определяется для каждой системы индивидуально. По результатам составлен рейтинг объектов по безразмерному параметру Z. Предлагаемая методика позволяет снизить капитальные затраты на проведение регулировки гидравлического режима ТС, а также уменьшить трудоёмкость и длительность регулировки сети. Необходимо произвести замену старых труб на трубы с пенополиуретановой изоляцией. На практике из-за нехватки средств не удается произвести замену всех участков тепловой сети. В ходе дипломной работы составлен рейтинг реконструкции тепловой сети, определены наиболее проблемные участки, которые в первую очередь нуждаются в замене. Также в третьей главе даны рекомендации по отводящим трубопроводам. На мой взгляд, наиболее перспективным является снижение среднего диаметра трубопроводов ТС путём замены используемых отводящих трубопроводов на трубопроводы меньшего диаметра при аварийных или планово-предупредительных ремонтах. Снижение диаметра отводящих трубопроводов ведёт к снижению общей поверхности трубопроводов ТС и увеличению скорости движения в них теплоносителя, а, следовательно, приводит к снижению потерь тепловой энергии. Определив величины оптимального среднего диаметра отводящих трубопроводов с учётом энергоэкономических показателей ТС, сравниваем полученные значения с существующим средним диаметром. Таким образом, разработан план по приведению существующего диаметра к его оптимальному значению. Рекомендую к замене участки к следующим потребителям: клуб; 33 кв. ж/д № 25; 33 кв. ж/д № 26; магазин; общежитие. Расчёты оформлены в таблице, где приведены минимальные диаметры и сроки их окупаемости.

В четвертой главе представлена подробно технико-экономическая оценка мероприятий, изложенных выше. Рассчитан тариф на отпускаемую тепловую энергию при замене отводящих трубопроводов. Рассчитаны сроки окупаемости при замене отводящих трубопроводов, используется NPV таблица. Срок окупаемости данного мероприятия 19 месяцев. Экономический эффект от замены трубопроводов получается довольно большой, что теоретически позволяет осуществить замену практически всех трубопроводов. Также в дипломной работе рассмотрены дополнительные разделы: техника безопасности при эксплуатации, обслуживании и ремонте трубопроводов, а также автоматизация котельного агрегата марки “Тула -3”.

Подготовлена презентация дипломной работы в формате Microsoft PowerPoint 2003, в которой приведены цели дипломной работы, характеристики потребителей, обработанные табличные данные, представлены диаграммы и рейтинги.

Список использованных источников

1.       "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии": Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 4 октября 2005 города N 265.

2.      Андрианов В.И. Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы» №2, февраль 2002 года.

3.       Витальв В.П. Эксплуатация тепловых пунктов и систем теплоснабжения: Справочник / В.П. Витальв, Н.Н. Сельдин. - М.: Стройиздат, 1988. - 623 с.

4.       ГОСТ Р 51379-99 Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов;

5.      ГОСТ Р 51380-99 Энергосбережение. Методы подтверждения соответствия показателей энергетической эффективности энергопотребляющей продукции их нормативным значениям;

.        ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение; Основные определения ЭС; Основные принципы стандартизации энергосбережения; Перечень основных документов по ЭС;

.        ГОСТ Р 51749-2001 Энергопотребляющее оборудование общепромышленного применения;

.        ГОСТ Р 541541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффективность;

.        Ионин А.А. Теплоснабжение: учебник для вузов. / А.А. Ионин, Б.М. Хлыбов, В.Н. Братенков, Е.Н, Терлецкая. - М.: Стройиздат, 1982. - 336с.

.        Калмаков А.А. Автоматика и автоматизация систем теплогазоснабжения и вентиляции: учеб. для вузов/ А.А. Калмаков, Ю.Я. Щелкунов. - М.: Стройиздат, 1986. - 479 с.

12.     Манюк В.И. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. - Справочник /В.И. Манюк, Я.И. Каплинский, Е.Б Хиж. -М.: Стройиздат, 1988. - 432 с.

13.     МГСН 2.01-94 "Энергосбережение в зданиях. Нормативы по теплозащите и тепловодоэлектроснабжению" с дополнениями №1, 2 и 3.

14.    МДС 13-12.2000 Методические рекомендации по формированию нормативов потребления услуг жилищно-коммунального хозяйства;

.        МДС 13-15.2000 Особенности работы с персоналом энергетических организаций системы жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации;

.        МДС 13-7.2000 Рекомендации по первоочередным малозатратным мероприятиям, обеспечивающим Энергоресурсосбережение в ЖКХ города;

.        МДС 41-3.2000 Организационно-методические рекомендации по пользованию системами коммунального теплоснабжения в городах и других населенных пунктах Российской Федерации;

18.    Медведев А.Ю. Технико-экономическая оценка инвестиций в энергосберегающие проекты: Учебно-методическое пособие. / А.Ю. Медведев, В.А. Петринчик В.А. Староверова - Вологда.:ВоГТУ, 2000.- 17 с.

19.     Меркулов Я.С. Экономическая оценка эффективности инвестиций. - М.: ИКЦ «ДИС», 1997. - 160 с.

20.     Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: М. Минэкономики РФ, Минфин РФ, Госстрой РФ, № ВК 477. 1999.- 21с.

21.     Методические указания «Разработка рекомендаций по повышению эффективности систем коммунальной теплоэнергетики» сост.: Петринчик В.А., Мусинов Д.О. - Вологда: ВоГТУ, 2005. -36с.

22.     Методические указания к курсовым и дипломным проектам на тему «Теплоснабжение промышленного предприятия и жилого района» часть 1 «Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий» сост.: Загребин В.А: ВоПИ, 1999. - 36с.

23.    Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке: Приказ от 6 августа 2004 города N 20-э/2 / Федеральная служба по тарифам.

24.     Охрана труда: Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: ИНФРА-М, 2003. - 263. - (Библиотека журнала “Кадровая служба предприятия”. Серия “Охрана труда”. Вып.5. (11)).

25.    Петринчик В.А. Децентрализация теплоснабжения: учеб. пособие/ В.А. Петринчик, Е.В. Сыцянко. -Вологда: ВоГТУ, 2005. - 26с.

26.     Петринчик В.А. Энергосбережение в тепловых сетях (Часть1): учеб. пособие/ В.А. Петринчик, Д.О. Мусинов. - Вологда: ВоГТУ, 2005 - 53с.

27.     Под ред. В.А. Петринчик. Энергосбережение в системах тепло- и газоснабжения: Сб. науч. тр./ Вологда: ВоПИ, 1998. - 81с.

28.     Правила техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей Утверждены Госэнергонадзором 7 мая 1992. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 158 с.

29.    Правила техники безопасности эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. Под редакцией Л.Б. Гердвольф. - М.: Энас, 1993. - 224с.

.        Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. Утверждены Госгортехнадзором России 28 мая 1993. - М.: НПО ОБТ, 1993. - 189 с.

31.     Проект закона “О теплоснабжении в Российской Федерации” от 07.07.2010

32.     Соколова Е.И. Теплогенерирующие установки: Технико-экономические показатели котельной: Методические указания по выполнению курсовых и дипломных проектов.-Вологда: ВПИ,1993.-16с.

33.     Справочник эксплуатационника газифицированных котельных, Л.Я. Порецкий, Р.Р. Рыбаков, Е.Б. Столпнер и др. - 2-е издание, перераб. и доп.- Л.: Недра, 1988 - 608с.

34.     Строительные нормы и правила РФ. СНиП 2.04.07.-86. Тепловые сети: - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988. - 48 с.

35.    Строительные нормы и правила РФ. СНиП 10-01-94 "Система нормативных документов в строительстве. Основные положения" М.: БИ, 1999. - 52 с.

.        Строительные нормы и правила РФ. СНиП 2.04.01-85* "Внутренний водопровод и канализация зданий" М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1991. - 58с.

37.     Строительные нормы и правила РФ. СНиП 2.04.05-86. Строительная теплофизика/ Госстрой СССР - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988 - 46 с.

38.     Строительные нормы и правила РФ. СНиП 2.04.05-91 "Отопление, вентиляция и кондиционирование "; М: ЦИТП Госстроя СССР, 1989. - 48 с.

39.    Строительные нормы и правила РФ. СНиП 2.04.05-91 *(изд. 1998 города) "Отопление, вентиляция и кондиционирование";

.        Строительные нормы и правила РФ. СНиП 2.04.14-88 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. - М: ЦИТП Госстроя СССР, 1989. - 32 с.

.        Строительные нормы и правила РФ. СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы".