Техніко-економічна оптимізація систем теплогазопостачання ТЕО

Міністерство освіти і науки Російської Федерації Саратовський державний технічний університет.

Кафедра Теплогазопостачання і вентиляція

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

на тему:

«ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА

ОПТИМІЗАЦІЯ СИСТЕМ Т, ГС І ТГУ »

Виконав:

Перевірив:

Саратов 2005р.

Реферат

Пояснювальна записка містить 29 сторінок, 3 рисунка, 1 таблицю.

СИСТЕМИ Теплогазопостачання, НАВЕДЕНІ ВИТРАТИ, ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ МОДЕЛІ, оптимізаційні задачі, ТРАСУВАННЯ, ДПС, ГРП.

Об'єктами оптимізації є системи теплопостачання, та газопостачання, а так само їх конструктивні елементи і технологічні параметри.

Мета роботи - техніко-економічна оптимізація проектних розробок і технологічних рішень в області теплогазопостачання, вибір оптимальних технологічних параметрів систем і установок.

У пояснювальній записці наводиться обгрунтування раціональних технічних рішень по теплогазопостачання населених пунктів, рекомендуються оптимальні режими експлуатації інженерних систем і устаткування, дається економічна оцінка результатів оптимізації.

Зміст.

Введення.

Характерною особливістю проектних і планових рішень в області теплогазопостачання є багатоваріантність. При цьому окремі конструктивні елементи, технологічні схеми, установки можуть бути виконані неоднозначно, тобто з різними параметрами:

- Термодинамічними (температура води, тиск газу, вологість повітря і т.д.)

- Гідравлічними (витрата теплоносія, втрата тиску в трубопроводі, швидкість руху повітря і т.д.);

- Конструктивними (трасування газопроводу, схеми підключення споживачів) та інші.

Завданням техніко-економічної оптимізації полягає в определе6ніі таких параметрів систем, які для досягнення заданого результату вимагають найменші витрати матеріальних, енергетичних, грошових або інших ресурсів.

1. ТЕО СИСТЕМ ТЕПЛОПОСТАЧАННЯ.

Визначення оптимальної потужності центрального теплового пункту.

Зі збільшенням потужності ЦТП знижуються питомі витрати на джерело теплопостачання, але разом з тим зростають аналогічні витрати на теплові мережі за рахунок збільшення їх середніх діаметрів та протяжності. Оптимальна потужність ЦТП (кількість ЦТП в житловому масиві) визначають техніко-економічним розрахунком.

Завдання зводиться до мінімізації приведених витрат по комплексу ЦТП - теплові мережі.

, (1.1.1)

де i = 1,2 ... n варіанти проектних рішень з різною кількістю ЦТП;

До _ТЗ і І _ТЗ - капітальні вкладення і експлуатаційні витрати на системі теплопостачання.

Завдання вирішується методом варіантами розрахунком з різною кількістю ЦТП. Умова З = min відповідає оптимальну кількість ЦТП, nopt → G ЦТП. Капітальні вкладення в систему теплопостачання включають в себе кошторисну вартість магістраль км, і розподілимо Кс, а також кошторисну вартість Кцтп. Витрати на експлуатацію системи теплопостачання включає в себе відрахування на інновацію, на капітальні та поточні ремонти. Рр, Рк, Рт, Зп, У - витрати на управління, вартість електроенергії затрачену на перекачування теплоносій, вартість тепло втрат трубопроводами.

В якості першого наближення до аналітичного рішення задачі, приймемо ряд припущень. Зміна потужності ЦТП (кількість ЦТП) мало позначається на витрати по магістральному транспорту теплоносія. Змінюються в основному кількість і сумарна протяжність відгалужень ЦТП. Практично не змінюється діаметр, протяжність по цьому витрати в магістральний транспорт приймемо постійний і виключимо з цільової функції.

З = Е _н (Кцтп + Кс) + Іцтп + Іс (1.1.2)

Аналіз джерел показує, що в загальному випадки питомі капітальні вкладення на одиницю тепло потужності ЦТП та мережі залежать від багатьох чинників у тому числі від потужності ЦТП Q, від щільності теплоспоживання в житловому масиві q, схеми теплопостачання, способу прокладки теплопроводу, характеру забудови житлового масиву, географічного клімату й інших умов. Проте визначальну роль грає параметр Q, тому можна записати

, (1.1.3)

де α і β - коефіцієнти пропорційності, чисельні значення яких залежать від схеми тепло постачання і способу прокладки тепло дроти.

Розпишемо експлуатаційні витрати

Іцтп = φ ЦТП * Кцтп + З _п ^ЦТП, (1.1.4)

Іс = φ скс + Е + Ітп + З _п ^с, (1.1.5)

де φ _ЦТП, φ с - частка річних відрахувань на експлуатацію ЦТП і розподілу мережі.

З _п ^ЦТП = З _п ^с - питома вартість обслуговування ЦТП та розподільчих мереж.

Е і Ітп - залежать від потужності Q і від щільності тепло споживання q, однак у загальному обсязі витрат, ці компоненти складають другу величину до порядків малості, приймемо їх постійними, також виключимо з цільової функції, тоді остаточно функція витрат наступний вигляд:

(1.1.6)

Для знаходження мінімуму витрат диференціюємо остання рівність і прирівнюємо до нуля.

(1.1.7)

Перепишемо отриманий вираз.

(1.1.8)

Помножимо обидві частини виразу (1.8) на

(1.1.9)

звідки

(1.1.10)

Після зведення у ступінь -1,52 знаходимо

(1.1.11)

Рівняння (1.11) в силу прийнятих припущень носить вельми наближений характер.

Визначимо оптимальну потужність центрального теплового пункту для житлового масиву міста.

1. Щільність тепло споживання q = 72,5 ГДж / (год га).

2. Споживачі підключені до теплової мережі по залежній схемі α = 7,3.

3. Прокладка теплопроводів канальна β = 3, 47.

4. Річні відрахування від капітальних вкладень на експлуатацію φ ЦТП = 4,553 1/год, φ с = 2,088 1/год.

5. Коефіцієнт ефективності кап вкладень Е _н = 0,12 1/год.

У результаті маємо

Вибір оптимальної питомої втрати тиску в трубопроводах теплової мережі.

Методику розрахунку завдання розглянемо на прикладі транзитної теплової мережі. Зі збільшенням питомої втрати тиску зменшуються капітальні вкладення в теплову мережу втрати тепла за рахунок зменшення діаметрів трубопроводів. У місці з тим зростає витрата електроенергії на роботу мережних насосів.

Завдання зводиться до мінімізації функції виду

З = (φ + Е _н) КТС + Е + ІТП, (1.2.1)

де Е _н - нормативний коефіцієнт ефективності кап вкладень, що дорівнює 0,12 1/год;

Е - вартість електроенергії, що витрачається мережевими насосами, руб / год;

Ітп - річна вартість тепловтрат трубопроводами, руб / год;

Кт.с. - Капітальні вкладення в теплову мережу, руб.

φ - частка річних відрахувань на реновацію, ремонти та обслуговування теплової мережі.

Капітальні вкладення в теплову мережу

Кт.с = (а + в · d) l = a · l + b · d · l, (1.2.2.)

де а, в - вартісні параметри 1 м теплової мережі;

l - довжина теплової мережі, м;

d - діаметр теплової мережі, м.

Позначимо:

М = d · l, (1.2.3.)

де М - матеріальна характеристика теплової мережі, м ².

Тоді рівняння (1.2.2.) Прийме вигляд:

Кт.с. = A · l + b · M (1.2.4.)

Зі зміною питомої втрати тиску змінюється діаметр трубопроводу та її матеріальна характеристика.

К 'т.с = в · М (1.2.5.)

Діаметр теплової мережі знаходиться за формулою:

, (1.2.6.)

де К - коефіцієнт пропорційності, чисельні значення якого визначаються величиною абсолютної шорсткості внутрішньої поверхні трубопроводів;

G - витрата теплоносія, кг / с;

ρ - щільність теплоносія, кг / м ³;

Δ P - втрати тиску в тепловій мережі, Па.

Висловимо втрати тиску в мережі ΔP через питому лінійну втрату тиску R і довжину трубопроводу l:

Δ P = R · l · (1 + m), (1.2.7.)

де m - частка втрати тиску в місцевих опорах теплової мережі:

m = Z , (1.2.8.)

де Z - коефіцієнт пропорційності:

• для водяних мереж Z = 0,02;

• для парових мереж Z = 0,1.

Тоді рівняння (1.2.6) прийме наступний вигляд:

(1.2.9.)

А матеріальна характеристика прийме вигляд:

(1.2.10.)

Позначимо через М ₀ матеріальну характеристику мережі при деякому фіксованому значенні питомої лінійної втрати тиску R _0.

Згідно (1.2.10) можна записати за ρ ₀ = ρ

(1.2.11.)

Звідки

М = Мо (1.2.12.)

З урахуванням (1.2.5.) Та (1.2.12) змінна частина капітальних вкладень в теплову мережу буде

К 'т.с = в · Мо (1.2.13.)

Вартість електроенергії, що витрачається на перекачування теплоносія дорівнює:

, (1.2.14.)

де τ - річна тривалість експлуатації теплової мережі, год / рік;

η - ККД мережних насосів;

З _з - районні замикаючі витрати на електроенергію, руб / (Вт год).

Знайдемо вартість тепла, теряемого трубопроводами:

Ітп = Зт · τ · k · π · М ₀ · (1 + β), (1.2.15.)

де Зт - районні замикаючі витрати на теплову енергію, руб / Вт / год;

k - коефіцієнт теплопередачі трубопроводів теплової мережі, Вт / м ² к. Визначається тепло технічним розрахунком;

t - Середньорічна температура теплоносія в трубопроводах, º С;

t - Середня за період експлуатації теплової мережі температура навколишнього середовища, º С;

β - коефіцієнт, що враховує тепловтрати через неізольовані ділянки трубопроводу.

Використовуючи (1.2.1), (1.2.13), (1.2.14) і (1.2.15), запишемо такий вираз для цільової функції:

(1.2.16)

Для знаходження оптимальної величини питомої лінійної втрати тиску продиференціюємо функцію (1.2.16) і прирівняємо отриманий вираз до нуля:

(1.2.17)

звідки після деяких перетворень

R (1.2.18.)

де

(1.2.19)

Методика економічного обгрунтування транзитної теплової мережі зводиться до наступних етапів розрахунку. При заданій величині R ₀ на підставі гідравлічного розрахунку визначається діаметр мережі d ₀ і її матеріальна характеристика М _0. Потім виявляється оптимальне значення питомої лінійної втрати тиску R _opt і повторним розрахунком знаходиться оптимальний діаметр d _opt.

Методика розрахунку транзитного теплопроводу застосовна і для тупикової розподільчої мережі.

Оптимальне значення лінійної втрати тиску на головний магістралі теплової мережі R _opt знаходиться за рівнянням (1.2.18) і (1.2.19) за допомогою підстановки:

;

де - Сумарна протяжність ділянок головного магістралі, вважаючи що подає і зворотну лінію теплопроводу, м;

n - загальна кількість ділянок магістралі;

d _{i, 0} - діаметр i-го ділянки, розрахований при заданій величині питомої лінійної втрати тиску R _0, м;

l _i - Довжина i-ї дільниці, м.

G = 55кг / с

l ₁ = 650м l ₂ = 550м l ₃ = 750м

G = 30кг / с

G = 70кг / с

Рис 1. Розрахункова схема теплової мережі.

Вихідні дані.

1. Частка річних відрахувань на реновацію, ремонт та обслуговування теплової мережі = 0,075 1/год.

2. ККД мережних насосів η = 0,6.

3. Щільність теплоносія ρ = 970 кг / м ³.

4. Різниця температури = 40 º С.

5. Річна тривалість експлуатації теплової мережі τ = 6000 год / рік.

6. Питома вартість електроенергії Се = 58 · 10 руб / (Вт год).

7. Районні замикаючі витрати на теплову енергію Зт = 76 · 10 руб / (Вт год).

8. Вартісний коефіцієнт в = 3990 руб / м ².

9. Коефіцієнт теплопередачі трубопроводів теплової мережі До = 1,25 Вт / м ² к.

10. Коефіцієнт враховує тепловтрати через неізольовані ділянки трубопроводу, β = 0,2.

11. Коефіцієнт ефективності капітальних вкладень Е = 0,12 1/год.

Загальна довжина магістралі.

l = l ₁ + l ₂ + l ₃ = 650 +550 +750 = 1950 м.

Гідравлічним розрахунком R про = 80 кПа, отримаємо такі діаметри мережі по ділянках: d 1,0 = 377 × 9 мм, d 2,0 = 273 × 7 мм, d 3,0 = 194 × 5 мм.

Матеріальна характеристика мережі.

Мо = 0,377 · 650 +0,273 · 550 +0,194 · 750 = 540,7 м ².

Визначимо частку втрати тиску в місцевих опорах: m = Z

Визначимо оптимальне значення питомої лінійної втрати тиску

R

Визначення оптимальної товщини теплової ізоляції трубопроводів теплової мережі.

Зі збільшенням товщини ізоляції зростають витрати у спорудження й експлуатацію теплоізольованого трубопроводу. Разом з тим, знижується тепловтрати, а значить і річна вартість втрачається теплоти.

Завдання зводиться до мінімізації функції такого вигляду:

З = (Е _н + φ) Кіз + ІТП, (1.3.1)

де Е _н - коефіцієнт ефективності кап вкладень 1/год;

φ - частка річних відрахувань на експлуатацію теплової ізоляції 1/год;

Кіз - капітальні вкладення в теплоізоляцію 1/год;

Ітп - вартість тепловтрат, руб / год.

Рішення завдання розглянемо на прикладі двотрубного підземного теплопроводу при безканальній прокладці.

Капітальні вкладення в теплову ізоляцію 1м двотрубного теплопроводу визначається за формулою:

, (1.3.2)

де Сиз - питома вартість теплової ізоляції «у справі», руб / год;

V _з - обсяг теплової ізоляції, м;

d - діаметр трубопроводу, м;

δ _з - товщина теплової ізоляції, м.

Річна вартість тепла, теряемого теплопроводів, визначається за формулою

Іт.п = (q п + q о) τ Ст (1 + β), (1.3.3)

де q п, q о - питомі втрати тепла 1 м подаючого і зворотного трубопроводів теплової мережі, Вт / м;

Ст - районні замикаючі витрати на теплову енергію, руб / (Вт год);

τ - річна тривалість експлуатації теплової мережі, год / рік;

β - коефіцієнт, що враховує тепловтрати через не ізольовані ділянки трубопроводу.

Питомі тепловтрати трубопроводами знаходяться

, (1.3.4)

, (1.3.5)

де , -Середньорічна температура теплоносія в прямому та зворотному магістралі, ˚ С;

- Середня температура грунту на глибині закладання трубопроводів, приймаються за кліматичними довідниками - 5 º С;

R п, R о, - термічний опору подання та зворотного трубопроводів теплової мережі, м К / Вт;

R інт - додаткове термічний опір, що враховує теплову інтерференцію теплопроводів, м К / Вт.

Термічні опори трубопроводів визначаються за формулами:

, (1.3.6)

, (1.3.7)

де , - Теплопровідність теплоізоляції і грунту, Вт / (м К);

h - глибина закладання трубопроводу, м;

s - крок між трубами, м.

Підставляючи вищенаведені висловлювання на цільову функцію отримаємо (1.3.8)

Переймаючись поруч значень _{1, 2,} ... _n обчислимо витрати З1, З2, ... З _n. Умовою З = min відповідає оптимальна товщина теплової ізоляції .

Визначимо оптимальну товщину теплової ізоляції 2х трубного теплопроводу водяний тепломережі при вихідних даних:

1. Прокладання трубопроводу - бескональная.

2. Тип теплової ізоляції - бітумоперліт.

3. Зовнішній діаметр трубопроводу, d н = 0,219 м.

4. Глибина закладення трубопроводу , М.

5. Крок між трубами, , М.

6. Теплопровідність ізоляції, λ з = 0,12 Вт / мк.

7. Теплопровідність грунту, λ гр = 1,7 Вт / мк.

8. середньо річна температура грунту, = 5 º С.

9. Середньорічна температура теплоносія, = 90, = 50 º С.

10. Річне число годин роботи теплової мережі, τ = 6000 год / рік.

11. Питома вартість теплової ізоляцію, Сиз = 1330 руб / м ^3.

12. Питома вартість теплової енергії, СТ = 348 · руб / (Вт год).

13. Частка річних відрахувань на експлуатацію теплоізоляції φ = 0,093 1 / рік.

14. Коефіцієнт ефективності кап вкладень Е = 0,12 1/год.

Всі розрахунки проводяться на ЕОМ і результати заносяться в таблицю 1.

Мінімального значення питомих приведених витрат З min = 321 руб / (ч · м) відповідає оптимальна товщина ізоляції = 134 мм. Виявимо зону економічної невизначеності керуючого параметра . Для цього приймемо мінімальну похибка визначення розрахункових витрат ± 3%. Як видно з графіка, наявність похибки ± Δ З обумовлює зону економічної невизначеності керуючого параметра від = 86 мм до = 192 мм, в межах якої всі значення є равноекономічнимі. Критерієм мінімуму витрат на теплову ізоляцію відповідає = 86 мм. Критерієм мінімуму тепловтрат = 192 мм.

2. ТЕО СИСТЕМ ГАЗОПОСТАЧАННЯ.

Вибір оптимальної трасування міжселищних розподільного газопроводу.

Вибір оптимального варіанту траси зводиться до виявлення такого положення головного магістралі, при якому сумарна металоємність відгалужень до споживачів має мінімальне значення. З математичної точки зору, завдання зводяться до знаходження рівняння прямої лінії, розташованої на мінімальній відстані від кількох випадкових точок.

Суть методу полягає в наступному. На генеральному плані місцевості наноситься координатна сітка, на якій фіксуються координати окремих споживачів. Оскільки загальна металоємність відгалужень прямо пропорційна їх сумарній довжині та середньому діаметру, при виборі оптимального варіанта трасування головний магістралі необхідно враховувати не тільки кількість і положення споживачів, але їх навантаження.

Для визначення розрахункових координат головний магістралі розподільного трубопроводу використовується наступний вираз:

y = a + b · x · G ^m, (2.1.1)

де x, y - розрахункові координати магістралі;

a, b - шукані параметри прямої.

Завдання полягає в знаходженні найменшої суми квадратів відхилень розрахункових значень координат за рівнянням

, (2.1.2)

де n - кількість відгалужень до споживачів;

x _i, y _i - задані координати споживачів.

Диференціюючи функцію S по шуканим параметрами a і b і прирівнюючи отримані вирази до нуля, отримуємо систему наступного вигляду:

(2.1.3)

розв'язуючи яку, знаходимо a _opt, b _opt і оптимальну трасування трубопроводу:

В окремому випадку, коли навантаження споживачів однакові, цільова функція задачі трансформується в рівняння

(2.1.4)

Знаходження шуканих значень параметрів а opt, в opt зводиться до розв'язання системи рівняння:

(2.1.5)

Необхідно знайти оптимальну трасування міжселищних газопроводу на чотири споживача з наступними координатами:

x ₁ = 2,5 км; y ₁ = 8 км;

x ₂ = 4,5 км; y ₂ = 2,5 км;

x ₃ = 6,5 км; y ₃ = 7,5 км;

x ₄ = 10,5 км; y ₄ = 7 км.

Навантаження споживачів однакові.

Підставляючи координати в рівняння (2.1.5), отримаємо

4 a + b (2,5 +4,5 +6,5 +10,5) - (8 +2,5 +7,5 +7) = 0

a (2,5 +4,5 +6,5 +10,5) - b (2,5 ² +4,5 ² +6,5 ² +10,5 ²⁾ - (2,5 · 8 +4 , 5 · 2,5 +6,5 · 7,5 +10,5 · 7) = 0

Після перетворення маємо

4a +24 b-25 = 0

24a +179 b-153, 5 = 0

звідки a _opt = 5,65; b _opt = 0,1.

Таким чином, оптимальне положення головного магістралі розподільного трубопроводу визначається рівнянням:

y _opt = 5,65 +0,1 x

Графік отриманої залежності приведений в графічній частині курсової роботи.

Мінімальна відстань від споживача до розподільчої мережі становить 0,3 м, максимальне - 3,6 м.

Вибір оптимальної кількості черг будівництва ГРС.

Якщо будівництво об'єкта здійснюється протягом року і в подальшому виходить на проектну експлуатацію з постійним рівнем експлуатаційних витрат, річні приведені витрати визначаються за формулою

З = Е _н · до + І, (2.2.1)

де З - приведені витрати, грн / рік;

Е _н - нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, 1/год;

до - одноразові вкладення у спорудження об'єкта, руб;

І - поточні витрати з експлуатації об'єкта, руб / год.

У тому випадку, коли капітальні вкладення здійснюються протягом декількох років, тобто розподілені у часі, наведені витрати визначаються за допомогою нормативного коефіцієнта приведення:

, (2.2.2)

де З - сумарні наведені витрати, руб;

t _сл - термін служби об'єкта;

до _t - капітальні вкладення в t-тому році, грн;

І _t - витрати по експлуатації в t-тому році (без відрахувань на реновацію), грн;

α _t - коефіцієнт приведення різночасних витрат базисного року, що визначається за формулою

, (2.2.3)

де Е _нп - норматив приведення різночасних витрат, що дорівнює 0,08;

t - різниця мужду роком приведення і базисним роком;

t _н - початковий рік розрахункового періоду, який визначається початком фінансування будівництва об'єкта.

В якості базисного року приймається перший рік експлуатації об'єкта.

ГРС може бути побудована відразу на повну потужність при кошторисній вартості до ₁ = 2850 тис. рублів або у дві черги (друга через 4 роки) при кошторисній вартості до ₂ = 3762 тис. рублів, у тому числі витрати на першу чергу 1180 тис. рублів . Змінна частина річних експлуатаційних витрат складає 5% від відповідних капітальних вкладень. Термін служби станції t _сл = 25 років. Необхідно визначити економічно більш доцільний варіант будівництва.

Розрахункові витрати за варіантами визначаємо, використовуючи формулу (2.2.2):

А) При будівництві ГРС в одну чергу

= 2850 +131,94 +122,17 +113,12 +104,74 +96,98 +89,8 +83,15 +76,99 +71,29 +66 +61,12 +56,59 +52 , 4 +48,52 +44,92 +41,59 +38,51 +35,66 +33,02 +30,57 +28,31 +26,21 +24,27 +22,47 +20,81 = 4371,13 тис. руб.

Б) При будівництві ГРС у дві черги

= 2280 +1089,31 +105,56 +97,74 +90,5 +138,26 +128,02 +118,53 +109,75 +101,62 +94,1 +87,13 +80,67 +74,7 +69,16 +64,04 +59,3 +54,9 +50,84 +47,07 +43,59 +40,36 +37,37 +34,6 +32,04 +29 , 66 +27,47 = 5186,28 тис.руб.

Висновок: економічно доцільним є будівництво ГРС в одну чергу.

Визначення оптимальної потужності і радіуса дії газорегуляторних пунктів.

Зі збільшенням радіуса дії ГРП (зі зменшенням кількості ГРП в житловому масиві) знижуються наведені витрати з самим ГРП, а так само по розподільних мереж високого тиску. Разом з тим зростають витрати в розподільній мережі низького тиску за рахунок збільшення їх середнього діаметра. Під радіусом дії ГРП R увазі відстань по прямій від ГРП до точки зустрічі потоків газу на кордоні між сусідніми ГРП. Виявимо зв'язок між радіусом дії ГРП R і радіусом дії газопроводу Rr. Розглянемо два варіанти розміщення ГРП на газопостачальних території: шаховий і коридорний.

В якості розрахункової моделі газопостачальної території приймемо житловий масив з квадратною конфігурацією, з квадратними кварталами і кільцевими мережами низького тиску.

- - Газопровід низького тиску

→ - радіус дії ГРП

● - ГРП

--- → - радіус дії газопроводу Rr.

- Кордон газопостачальної території.

Рис. 2. Схеми розміщення ГРС на території населеного пункту.

Rr = R Rr = R

Rr = L * RL = 1 / L = 1,3.

Виявимо зв'язок між радіусом дії ГРП R, їх кількістю n і площею газопостачальних територій F.

R = L, (2.3.1)

L = ½ . (2.3.2)

Підставимо (2.3.2) в (2.3.1).

, (2.3.3)

. (2.3.4)

Капітальні вкладення в ГРП визначаються за формулою:

Кгпр = К '· n (2.3.5)

або з урахуванням (2.3.4)

Кгпр = К'гпр , (2.3.6)

де К'гпр - питомі капітальні вкладення в один ГРП, руб.

Витрати по експлуатації ГРП можуть бути виражені у вигляді річних відрахувань від капітальних вкладень.

І _ГРП = φ · до _ГРП (2.3.7)

Наведені витрати в газорегуляторні пункти з урахуванням (2.3.6) і (2.3.7) визначаються функцією:

Згпр = Е _н · Кгпр + ІГПР = (Е _н + φ) К'гпр (2.3.8)

Визначимо розрахункові витрати в мережі низького тиску. Вважаємо, що газопроводи працюють в режимі гладких труб.

d = a · Q ( , (2.3.9)

де d - діаметр газопроводу, см;

а - коефіцієнт пропорційності, що залежить від складу газу;

Q - витрата газу по трубопроводу, м ³ / год;

L - довжина газопроводу, м;

ΔΡ - втрата тиску в газопроводі, Па.

Введемо підстановку: d = d ср; L = Rr = α · R, Q = Q ср; ΔΡ = ΔΡ н.

отримаємо для середнього діаметра розподільних газопроводів низького тиску

d ср = a · Q ср , (2.3.10)

де ΔΡ _н - нормативний перепад тисків у вуличних розподільних мережах, Па.

Вважаємо, що газопроводи несуть тільки шляхову навантаження, можна записати для середньої витрати газу:

Q ср = 0,55 · q · Rr = 0,55 · q · R · α, (2.3.11)

де q - питома шляхової витрата газу, м ³ / (год м).

Чисельні значення вказаного параметра визначаються за формулою

, (2.3.12)

де ΣQ - максимальний годинну витрату газу житловим масивом;

- Сумарна протяжність вуличних газопроводів низького тиску.

Підставивши (2.3.11) у (2.3.10) і перетворюючи отриманий вираз, маємо

(2.3.13)

Питомі капітальні вкладення в 1 м газопроводу визначаються за формулою:

К'н / д = а + в · d, (2.3.14)

де а, в - вартісні параметри 1 м газопроводу, руб / м;

d - діаметр газопроводу, див.

Для підземних газопроводів низького тиску допускається застосування спрощеної залежності:

К'н / д ≈ в · d (2.3.15)

Загальні капітальні вкладення в мережі низького тиску:

Кн / д = К'н / д (2.3.16)

Витрати на експлуатацію одного м підземного газопроводу низького тиску визначаються за формулою:

І'н / д = 0,033 К'н / д +0,2 (2.3.17)

Сумарні витрати на експлуатацію мереж низького тиску:

Ін / д = І'н / д · (2.3.18)

Або з урахуванням (2.3.13) і (2.3.15)

(2.3.19)

Наведені витрати в мережі низького тиску

Зн / д = Е _н · Кн / д + Ін / д = f (R) (2.3.20)

Визначимо витрати в мережі високого (середнього) тиску. Зміна радіусу дії ГРП мало позначається але загальної конфігурації мережі високого (середнього) тиску. В основному змінюється кількість і протяжність відгалужень від ГРП до споживача.

Сумарна довжина відгалужень визначається кількістю ГРП та їх радіусом за формулою

(2.3.21)

Капітальні вкладення в мережі середнього тиску:

(2.3.22)

або з урахуванням (2.3.15)

, (2.3.23)

де d _ср - середній діаметр відгалужень, див.

Підставивши в рівняння (2.3.23) рівняння (2.3.21) і (2.3.4) отримаємо

(2.3.24)

Витрати по експлуатації одного м газопроводу середнього, високого тиску:

І'с / д = 0,033 Кс / д +0,5 (2.3.25)

Змінна частина експлуатаційних витрат по мережах високого (середнього) тиску

Іс / д = І'с / д (2.3.26)

або з урахуванням (2.3.15), (2.3.21) і (2.3.4)

(2.3.27)

Змінна частина наведених витрат по мережах високого (середнього) тиску

Зс / д = Е _н · Кс / д + Іс / д (2.3.28)

Підставляючи наведені висловлювання на вихідну цільову функцію отримаємо:

З = Згпр + Зс / д + Зн / д = f (R) (2.3.29)

Для знаходження оптимального радіуса дії ГРП необхідно взяти першу похідну від витрат і прирівняти її до нуля.

У результаті детального опрацювання наведених рівнянь вийде такий вираз для оптимального радіуса дії ГРП:

, (2.3.30)

де μ - коефіцієнт щільності мережі низького тиску, 1 / м;

q - питома навантаження мережі низького тиску, м ³ / год м.

На підставі статистичного аналізу техніко-економічних показників реальних проектів газопостачання запропоновані наступні розрахункові рівняння:

, (2.3.31)

, (2.3.32)

де m - щільність населення газопостачальної території, чол / га;

l - питома годинну витрату газу на одну людину, м ³ / (ч чол);

Σ Q - максимальний часовий витрата газу населеним пунктом, м ³ / год;

F - площа газопостачальної території, га.

Поклавши в рівнянні (2.3.30) b = 0,55 руб / м см, отримаємо з урахуванням (2.3.31) і (2.3.32):

(2.3.33)

При відомому значенні радіуса R _opt оптимальне навантаження ГРП знаходимо за формулою

(2.3.34)

Оптимальна кількість ГПР:

(2.3.35)

Визначимо оптимальний радіус дії, кількість і оптимальну пропускну здатність ГПР для систем газопостачання з наступними вихідними даними:

1. Вартість одного ГПР К'гпр = 142500 руб.

2. Нормований перепад тисків у вуличних газопроводах низького тиску ΔΡ н = 1200 Па.

3. Щільність населення m = 684 год / га.

4. Питома головний витрата газу на окрему людину l = 0,08 м ³ / (год чол).

5. Площа газопостачальної території F = 779 га.

Коефіцієнт щільності мережі низького тиску:

μ = (75 +0,3 · 684) 1910 = 280,2 · 10 1 / м

Оптимальний радіус дії ГРП:

м

Оптимальна пропускна здатність 1 ГРП:

м ³ / год

Оптимальна кількість ГРП:

шт.

Оптимальний радіус дії 1555,3 м, оптимальна пропускна здатність 26472,2 м ³ / год і оптимальна кількість - 2 штук.

Визначення оптимальної потужності і радіуса дії газонаповнювальної станції скрапленого газу.

Приймемо як критерій оптимальності мінімум питомих приведених витрат по комплексу ДПС - споживач:

З _ДПС-п = З _ДПС + З _А.Т. + З _ПСГ = min, (2.4.1)

де З _ДПС - питомі приведені витрати по ДПС, руб / т;

З _А.Т - те ж в доставку газу автомобільним транспортом, руб / т;

З _ПСГ - те ж у селищну систему газопостачання, руб / т.

Оскільки витрати в селищні системи газопостачання в порівнюваних варіантах залишаються незмінними, приймемо як цільової функції змінну частину питомих приведених витрат:

З _ДПС-п = З _ДПС + З _А.Т. = min (2.4.2)

Вважаючи, що споживачі скрапленого газу розподілені рівномірно по всій території, прилеглої до ДПС, можна записати:

, (2.4.3)

де q - щільність газоспоживання на території, що обслуговується станцією, т / (ч км ^2);

N - потужність станції, т / рік;

F - площа газопостачальної території, км ^2.

Зв'язок між потужністю станції і радіусом її дії встановлюється рівнянням:

, (2.4.4)

де R ₀ - радіус дії станції, км.

Доставка зрідженого газу з населені пункти здійснюється:

• по найкоротшій відстані від ДПС до споживача (радіальна дорожня мережа);

• по найбільш протяжному маршрутом (прямокутна дорожня мережа).

dR

a

R

a

R ₀

Рис. 3. Розрахункова схема доставки зрідженого газу споживачам.

При середньому варіанті доставки продукту

l ≈ 1,2 R (2.4.5)

Питомі приведені витрати в ДПС визначаються за формулою:

, (2.4.6)

де А - вартісної параметр, , Чисельне значення якого залежить від способу реалізації скрапленого газу.

Питомі приведені витрати в автомобільний транспорт скрапленого газу

, (2.4.7)

де а та в - вартісні параметри, руб / т, чисельні значення яких залежать від способу доставки скрапленого газу, дорожніх умов та інших обставин.

Підставивши (2.4.5) в (2.4.7) маємо

(2.4.8)

Приріст реалізації скрапленого газу відповідає збільшенню радіуса газопостачання на величину dR:

Згідно (2.4.8), змінна частина транспортних витрат становить 1,2 в R. Таким чином, загальне збільшення витрат з доставки зрідженого газу на всій території, прилеглої до ДПС:

, (2.4.9)

де R ₀ - радіус дії газонаповнювальної станції, км, або в перерахунку на 1 т реалізованого газу за (2.4.4)

(2.4.10)

Підставивши (2.4.10) в (2.4.8), маємо

(2.4.11)

Тоді з урахуванням (2.4.6) і (2.4.11) цільова функція задачі (2.4.2) прийме наступний вигляд:

(2.4.12)

Висловимо потужність станції через радіус її дії за рівнянням (2.4.4):

(2.4.13)

Для знаходження оптимального радіуса дії ДПС візьмемо першу похідну від цільової функції і прирівняємо її до нуля:

(2.4.14)

звідки

(2.4.15)

а оптимальна потужність станції по (2.4.4) буде

(2.4.16)

Населений пункт постачають скрапленим газом від ДПС за наступною схемою:

• 85% квартир - від балонних установок;

• 15% квартир - від резервуарних установок.

  1. Середня щільність споживання газу на території, що обслуговується станцією q = 5 т / (ч км ^_2).

  2. Питомі економічні показники балонних систем газопостачання А _б = 3477000 ; В _б = 16,017 руб / (Т км).

  3. Питомі економічні показники резервуарних систем газопостачання А _р = 1858200 ; В _р = 3,135 руб / (Т км).

Оптимальний радіус дії ДПС:

• Для балонного варіанту

км

• Для резервуарного варіанту

км

При заданому співвідношенні балонного і резервуарного газопостачання

км

Оптимальна потужність станції:

тис.т / рік.

Висновок.

У результаті техніко-економічний розрахунків, проведених за критерієм мінімуму приведених витрат:

1. Обгрунтовано оптимальні технічні рішення і проектні розробки в області ТГС і В, отримані оптимальні параметри технологічного устаткування, систем і установок.

2. Вивчено вплив фактору часу та невизначеності вихідної інформацій.

3. Проведена економічна оцінка отриманих результатів та виявлена ​​економічна ефективність оптимізації.

Список літератури.

1. Богуславський Л.Д. Економіка теплогазопостачання і вентиляції. - М.: Стройиздат, 1988. - 351 с.

2. Іонін А.А. Газопостачання. - М.: Стройиздат, 1989 - 438 с.

3. Іонін А.А., Хлинов Б.М., Братенков В.М., Терлецная Є.М. Теплогазопостачання. - М. Стройиздат 1982 - 162 с.

4. Куріцин Б.М. Оптимізація систем теплогазопостачання і вентиляції .- Саратов: Видавництво СГТУ, 1992 - 162 с.