Газораспределительные сети природного газа среднего и высокого давления

⇐ ПредыдущаяСтр 23 из 23

Газораспределительные сети среднего и высокого давления (в отличие от газопроводов низкого давления) проектируются не по отдельным микрорайонам или группам, а как единая, часто многократно закольцованная система, охватывающая весь город или населенный пункт. Исключения имеют место лишь в крупных городах, расчлененных различными естественными преградами, причем для газоснабжения каждой изолированной части города создается самостоятельная система распределения газа. Поэтому технико-экономическая характеристика газопроводных сетей среднего и высокого давления должна рассматриваться не по зонам застройки, а по городам (населенным пунктам) в целом.

Технико-экономические характеристики газопроводов среднего или высокого давления, в первую очередь их протяженность, стоимость и металлоемкость, при использовании газа только на коммунально-бытовые нужды (аналогично сетям низкого давления) находятся в определенной зависимости от плотности населения, хотя на них влияют размеры городской территории и особенности взаимного расположения ГРС магистральных газопроводов и жилых микрорайонов. Однако воздействие размеров города, а также размещения ГРС и жилых микрорайонов в крупных городах в значительной мере нейтрализуется строительством дополнительных ГРС.

Поэтому, хотя при рассмотрении технико-экономических показателей газопроводных сетей среднего (высокого) давления как функции от плотности газоснабжаемого населения выявился сравнительно большой разброс конкретных значений, в средних величинах показателей наблюдается вполне объяснимая закономерность, позволяющая рассматривать их как в достаточной мере достоверные для производства прогнозных и перспективных расчетов по городскому газоснабжению.

Протяженность газопроводов среднего (высокого) давления и их металлоемкость зависит от средней по городу или населенному пункту плотности населения на 1 га газоснабжаемой территории (при использовании газа на коммунально-бытовые нужды без учета горячего водоснабжения и отопления). Автором [3] определены показатели на 1000 снабжаемых газом жителей. Выявленная зависимость может быть описана следующими эмпирическими формулами: удельная протяженность газопроводных сетей среднего давления, м:

L_cp = (16180 + 137х)/(х- 0, 4); (7.57)

удельный расход металла для труб, т:

М_ср = 93/х+ 0, 00535х + 2, 85, (7.58)

где х - плотность населения, чел/га.

Расчет показателей, приходящихся на 1000 м максимально-часового расхода газа, и их корректировка в соответствии с изменениями теплоты сгорания и удельных норм расхода газа должны быть аналогичны расчетам для сетей низкого давления (см. выше).

Большое значение для правильного выбора зоны газоснабжения, определения направления использования газа и других расчетов имеют технико-экономические показатели газопроводных сетей среднего давления по районам с различной этажностью (табл. 7.24).

Показатели были получены по формулам (7.57, 7.58); в качестве аргумента х принималась плотность населения по зонам застройки различной этажности.

Размеры жилых кварталов и микрорайонов, особенности их внутренней планировки, густота уличной сети на газопроводы среднего давления, которые, как правило, лишь подводят газ к жилым микрорайонам, практически не оказывают влияния.

Возможность заменить в двух- и более ступенчатых системах среднее давление газа на высокое (до 0, 6 МПа) обеспечивает значительную экономию капитальных вложений за счет снижения диаметров газопроводов. При этом протяженность их остается неизменной. По данным [3], при полном использовании максимально возможного перепада давления переход от среднего к высокому давлению (до 0, 6 МПа) обеспечивает снижение металлоемкости газопроводов на 38^2%. Для расчетов можно принимать среднее значение экономии металла - 40%.

При отклонении теплоты сгорания и норм расхода газа от принятых в настоящей работе технико-экономические показатели газопроводных сетей среднего и высокого давления подлежат такой же корректировке, как и для сетей низкого давления (см. выше). Коэффициенты для корректировки в расчете на 1000 снабжаемых газом жителей равны:

(7.59) (7.60)

при изменении теплоты сгорания [3]:

k^l+Act^lS/Q,, ')⁰'³⁸-! ], (7.59)

при изменении норм расхода газа:

k^l+A^CVQ)⁰'³⁸-! ]. (7.60)

Коэффициент пропорциональности между изменением металлоемкости в зависимости от диаметров газопроводов в усредненном значении равен 1, 5. При прокладке газопроводов среднего давления для газоснабжения городских поселков и районов с застройкой низкой плотности (усадебной, коттеджной, 1-2-этажной) можно пользоваться [3] коэффициентом, равным 1.3. 7.7. Методика расчета затрат на сети газоснабжения Газопроводная сеть является основным по металле- и капиталоемкости сооружением городской системы распределения газа. В зависимости от размеров города на ее сооружение затрачивается [3] от 70 до 90% всех капитальных вложений в строительство газораспределительной системы. На долю газопроводов низкого давления приходится от 65 до 80% общей про-

7.7. Методика расчета затрат на сети газоснабжения

Газопроводная сеть является основным по металле- и капиталоемкости сооружением городской системы распределения газа. В зависимости от размеров города на ее сооружение затрачивается [3] от 70 до 90% всех капитальных вложений в строительство газораспределительной системы. На долю газопроводов низкого давления приходится от 65 до 80% общей про-

тяженности газопроводов, на долю среднего и высокого - только 20-35%. Распределительные газопроводы предназначаются для обслуживания всех потребителей сетевого газа, расположенных на территории населенного пункта (микрорайона, района).

Прямые эксплуатационные расходы по газопроводным сетям среднего (высокого) давления при нормально организованной службе эксплуатации могут быть определены по формуле:

(7.61)

где К - капитальные вложения, тыс. руб..; D - коэффициент для определения амортизационных отчислений; Е₁ и Е₂ - коэффициенты для определения доли, приходящейся на заработную плату и прочие расходы (материалы и др.).

Ограничение потребления природного газа только на коммунально-бытовые нужды без учета расхода на нагрев воды и отопление в настоящее время может иметь место только в виде исключения. Как правило, газ используется и для нагрева воды на хозяйственно-бытовые нужды, и санитарно-гигиенические цели, и для отопления, и, во все более широких масштабах, для нужд промышленности и энергетики.

По данным [3], различные системы горячего водоснабжения и теплоснабжения жилищно-коммунального хозяйства по-разному влияют на ме-таллозатраты и капиталовложения в газопроводные сети. Пропускная способность газопроводов с увеличением их диаметра растет во много раз быстрее, чем их металлоемкость и стоимость. На рис. 7.17-7.25 показаны зависимости среднего диаметра городских распределительных сетей низкого и среднего (высокого) давления от увеличения максимально-часового расхода газа за счет подключения к ним горячего водоснабжения, отопления жилых и общественных зданий и промышленных потребителей.

При значительном удельном весе концентрированных потребителей проектировщики стараются приблизить к ним источники питания газом. Стремление это мало сказывается на сетях низкого давления, где возможности изменения места расположения ГРП невелики и относительно мало ощутимы. Иначе обстоит дело с сетями среднего (высокого) давления, правильный выбор источников питания которых является важным средством оптимизации системы теплоснабжения.

С учетом рассмотренных выше особенностей воздействия на расход металла при строительстве газопроводных сетей, изменений их среднего диаметра определена зависимость металлоемкости газопроводных сетей низкого и среднего (высокого) давлений от увеличений максимально-часового расхода газа. Эти зависимости могут быть выражены эмпирическими формулами. Расход металла для трубопроводов по сетям низкого давления определяется по формуле:

по сетям среднего (высокого) давления по формуле: 17-3613 257

(7.62)

(7.63)

где Q - максимально-часовой расход газа при отсутствии горячего водоснабжения, отопления и промышленной нагрузки (в расчете на 1000 человек), тыс. куб. м; Qi - фактический максимально-часовой расход газа тыс.куб.м; Мн - металлоемкость сети низкого давления при отсутствии горячего водоснабжения, отопительной и промышленной нагрузки (в расчете на 1000 человек), т; М_с' - то же, по сетям среднего (высокого) давления, т; М„' - металлоемкость сети низкого давления при фактическом максимально-часовом расходе газа в расчете на 1000 человек, т_; М_с' - то же, по сетям среднего (высокого) давления, т; А„ - коэффициент пропорциональности для газопроводов низкого давления, принимаемый по данным таблицы в соответствии с характером застройки газифицируемой территории; ас -коэффициент пропорциональности для газопроводов среднего (высокого) давления, принимаемый (см. выше) равным 1, 5 или 1, 3.

Показатели на 1000 м³ максимально-часового расхода газа могут быть получены двумя способами:

- умножением показателей, рассчитанных на 1000 человек, на коэффи
циент, равный частному от деления числа часов использования максимума
на среднегодовой расход газа в расчете на одного человека;

- непосредственной корректировкой базовых показателей металлоза-
трат и капиталовложений на 1000 м³ максимально-часового расхода газа.

Анализ данных рис. 7.17-7.25 и табл. 7.20-7.24 позволил предложить следующие показатели для расчета проектных вариантов системы газоснабжения: при плотности населения 30-60 чел/га диаметры трубопроводов системы газоснабжения низкого давления лежат в пределах от 40 до 125 мм; при плотности населения 70-110 чел/га - от 50 до 150 мм; при плотности населения 120-160 чел./га - от 65 до 200 мм; при плотности населении 170-200 чел./га - от 100 до 300 мм (независимо от характера застройки).

Используя эти показатели совместно с предложенными Н. И. Берхма-ном данными по оценке протяженности трубопроводов системы газоснабжения низкого давления (рис. 7.17 - 7.25 и табл. 7.20 - 7.24) можно рассчитать затраты на сооружение и эксплуатацию системы газоснабжения низкого давления, считая, что вероятность распределения диаметров в каждой из приведенных групп плотностей населения подчиняется нормальному закону распределения Гаусса.

Аналогично была проведена оценка зависимости диаметров трубопроводов системы газоснабжения среднего (высокого) давления. На основании вышесказанного в данной работе предлагается определять функцию затрат на сооружение и эксплуатацию сети газоснабжения низкого и среднего (высокого) давления по формуле:

(7.64)

где Кцд и k_с. - удельные капитальные вложения в строительство сети газоснабжения низкого и среднего (высокого) давления, соответственно, тыс. р. /чел.; N_hay - численность жителей, города (района, микрорайона}, чел.; а_ху -норма амортизационных отчислений; С_ху - приведенные эксплуатационные расходы на текущий ремонт и заработную плату обслуживающего персонала, тыс. руб../км/чел; 1_ху - удельная протяженность сети газоснабжения низкого и среднего (высокого) давления, соответственно в расчете на 1000 жителей, км.

Схемно-структурное решение системы газоснабжения низкого давления можно считать неизменным в пределах всех е-тых проектных вариантов теплоснабжения, так как основными факторами, влияющими на удельную протяженность и диаметр газопроводов низкого давления, является характер планировки и застройки газоснабжаемого района. Схемно-структурное решение системы газоснабжения среднего (высокого) давления при изменении количества е-тых узлов нагрузки теплоснабжения претерпевает значительные изменения, которые проявляются в уменьшении значения среднего диаметра сети и увеличении при этом общей ее протяженности, при увеличении количества е -тых узлов нагрузки теплоснабжения. Расчеты показывают, что общая сумма затрат в систему газопроводов сети среднего (высокого) давления при этом изменяется столь незначительно, что эти изменения можно не учитывать (отклонения составляют ±0, 6%). Совокупность схемно-структурных решений системы газоснабжения низкого и среднего (высокого) давления в формуле (7.64) обозначена нами через ху.

Исключение составляет только вариант, при котором теплоснабжение осуществляется от крышных котельных, работающих на газе низкого давления. Для оценки изменения диаметров системы газоснабжения низкого давления предлагается использовать данные табл. 7.22, а котельные рассматривать как сосредоточенную нагрузку, точкой подключения которой к сети является ГРП.

7.8. Формирование инженерных сооружений для вариантов систем теплоснабжения

Для каждого проектного варианта системы теплоснабжения, сформированного в результате указаний разделов 7.1-7.5 - определено количество источников теплоты, их максимальная тепловая мощность, тепловая и газовая сеть. Каждый источник теплоты связан с абонентами через сеть тепловых пунктов. К ним относятся крупные групповые (или центральные) тепловые пункты и местные (или индивидуальные) тепловые пункты (см. раздел 7.1).

Тепловая мощность тепловых пунктов в соответствии с данными типовых проектов может быть равной 1, 4, 7, 12 и 20 МВт.

Тепловая мощность тепловых пунктов для каждого проектного варианта принимается одинаковой. При этом варианты с тепловыми пунктами различной единичной мощности различаются их количеством (как в пределах одного проектного варианта, так и в пределах одного узла). Определение количества тепловых пунктов для каждого проектного варианта, подлежащего сравнению, рекомендуется проводить по формуле

(7.65)

Чцтп к = Qm/Qirm к, (⁷-65)

где Qцпт к - тепловая мощность к-того теплового пункта согласно типовому проекту на его сооружение в узле i источников теплоснабжения. Если количество тепловых пунктов q_цтп к окажется по расчету менее двух, то данный проектный вариант должен быть дополнен установкой местных (индивидуальных) тепловых пунктов, так как установка ЦТП (или ГТП) нецелесообразна. Для увеличения располагаемого давления, повышения расхода теплоносителя и изменения давления в трубопроводах тепловых сетей предназначены насосные станции. Суммарная подача рабочих насосов G_H определяется по формуле: G_H=Go+G_B+aG_re^cp, (7.66) где g₀- расчетный расход сетевой воды на отопление; G_B - расчетный расход воды на вентиляцию; G_re^cp - среднечасовой расход воды на горячее водоснабжение; а - коэффициент, принимаемый в зависимости от типа системы (закрытая или открытая) и вида трубопроводов (подающий, обратный), на котором установлены подкачивающие насосы. Значение коэффициента а для закрытых систем принимается равным единице [21]. Для летнего периода времени суммарная подача перекачивающих насосов определяется по формуле: Он^л=р0„", (7.67) где Р - коэффициент, характеризующий снижение расходов сетевой воды на горячее водоснабжение в летний период (Р=0, 8) [21]; G_ra^M - максимально-часовой расход воды на горячее водоснабжение. Давление подкачивающей насосной станции определяется как разность давлений в подающей (или обратной) линии до и после насосной станции. При известном давлении насосной станции давление насосов определяется по формуле: Н_Н=Н_НС+ДН_К+£ Н_Р, (7.68) где АН_К - потери давления в коммуникациях насосной станции; £ Н_Р - сумма потерь давления в полностью открытых регуляторах. Для укрупненной оценки принимают равным 0, 10-0, 15 МПа [14]. Тип насосной станции определяется соответствующим типовым проектом по показателю суммарного значения подачи перекачивающих насосов (формула 7.67) и требуемому давлению насосов (формула 7.68). Давление подкачивающей насосной станции оценивается при расчете характеристик изменений давления воды в пределах циркуляционного контура сетей теплоснабжения. Для сетей, по которым известны показатели длины трубопроводов, диаметры и расходы сетевой воды по участкам, а

где Qmn к - тепловая мощность к-того теплового пункта согласно типовому проекту на его сооружение в узле i источников теплоснабжения. Если количество тепловых пунктов q_UTn к окажется по расчету менее двух, то данный проектный вариант должен быть дополнен установкой местных (индивидуальных) тепловых пунктов, так как установка ЦТП (или ГТП) нецелесообразна.

Для увеличения располагаемого давления, повышения расхода теплоносителя и изменения давления в трубопроводах тепловых сетей предназначены насосные станции. Суммарная подача рабочих насосов G_H определяется по формуле:

G_H=Go+G_B+aG_re^cp, (7.66)

где gq - расчетный расход сетевой воды на отопление; G_B - расчетный расход воды на вентиляцию; G^ - среднечасовой расход воды на горячее водоснабжение; а - коэффициент, принимаемый в зависимости от типа системы (закрытая или открытая) и вида трубопроводов (подающий, обратный), на котором установлены подкачивающие насосы. Значение коэффициента а для закрытых систем принимается равным единице [21].

Для летнего периода времени суммарная подача перекачивающих насосов определяется по формуле:

(7.67)

Он^л=р0„", (7.67)

где Р - коэффициент, характеризующий снижение расходов сетевой воды на горячее водоснабжение в летний период (Р=0, 8) [21]; G_re^M - максимально-часовой расход воды на горячее водоснабжение. Давление подкачивающей насосной станции определяется как разность давлений в подающей (или обратной) линии до и после насосной станции. При известном давлении насосной станции давление насосов определяется по формуле:

где Р - коэффициент, характеризующий снижение расходов сетевой воды на горячее водоснабжение в летний период (Р=0, 8) [21]; G_ra^M - максимально-часовой расход воды на горячее водоснабжение.

Давление подкачивающей насосной станции определяется как разность давлений в подающей (или обратной) линии до и после насосной станции. При известном давлении насосной станции давление насосов определяется по формуле:

(7.68)

Н_Н=Н_НС+ДН_К+£ Н_Р, (7.68)

где АН_К - потери давления в коммуникациях насосной станции; £ Н_Р - сумма потерь давления в полностью открытых регуляторах. Для укрупненной оценки принимают равным 0, 10-0, 15 МПа [14]. Тип насосной станции определяется соответствующим типовым проектом по показателю суммарного значения подачи перекачивающих насосов (формула 7.67) и требуемому давлению насосов (формула 7.68). Давление подкачивающей насосной станции оценивается при расчете характеристик изменений давления воды в пределах циркуляционного контура сетей теплоснабжения. Для сетей, по которым известны показатели длины трубопроводов, диаметры и расходы сетевой воды по участкам, а

Тип насосной станции определяется соответствующим типовым проектом по показателю суммарного значения подачи перекачивающих насосов (формула 7.67) и требуемому давлению насосов (формула 7.68).

Давление подкачивающей насосной станции оценивается при расчете характеристик изменений давления воды в пределах циркуляционного контура сетей теплоснабжения. Для сетей, по которым известны показатели длины трубопроводов, диаметры и расходы сетевой воды по участкам, а

также рельеф местности прокладки сетей теплоснабжения, давление подкачивающей насосной станции можно определить с помощью пьезометрических графиков [14].

(7.69)

Определение давлений в различных точках сетей базируется на уравнениях Бернулли для течения вязких жидкостей в трубопроводах и уравнениях Дарси-Вейсбаха для перепадов давления на трение в трубопроводах, включая местные потери. Исходя из этих уравнений, суммарный перепад давления на трение для совокупности последовательно соединенных участков из труб различных диаметров и протяженности определяется по формуле [14]:

где APjp - потери давления на трение; ДР_М - потери давления в местных сопротивлениях; lj - длина i-ro участка сети теплоснабжения; р_м1 - коэффициент местных потерь (табл.7.25); р_в - плотность сетевой воды; d_BHi - внутренний диаметр трубопровода 1-го участка сети теплоснабжения; G; - расход сетевой воды в i-том участке сети теплоснабжения; ^ - коэффициент трения, зависящий как от числа Рейнольдса, так и от параметров шероховатости.

Таблица 7.25

Коэффициент местных потерь р_м для различных категорий водяных тепловых сетей, типов компенсаторов и условных проходов труб

Типы компенсаторов	Условные проходы труб, Dy, мм	Магистральные и распределительные трубопроводы	Внутриквартальные сети теплоснабжения
Сальниковые	300-400	-	0, 30
400-1400	0, 20	0, 40
П-образные с гнутыми отводами	до 150	-	0, 30
175-200	-	0, 40
15-300	0, 30	0, 60
П-образные с крутоизогнутыми или сварными отводами	175-250	-	0, 60
300-350	0, 50	0, 80
400-500	0, 70	0, 90
600-1400	1, 00	1, 00

Для укрупненной оценки на ранних стадиях проектирования вся сеть теплоснабжения условно разбивается на зоны, соответствующие категории трубопровода (магистральные, распределительные или внутрикварталь-ные), каждая из которых имеет постоянный диаметр. Для этих зон оценка значений числа Рейнольдса определяется по общеизвестной методике. Согласно данным [14], значение эквивалентной шероховатости стальных труб рекомендуется для всех водяных тепловых сетей принимать равным 0, 0005 м, а для сетей горячего водоснабжения - 0, 001 м.

Коэффициент гидравлического трения в области квадратичного закона сопротивления можно определить по формуле:

(7.70)

I_Ipi=(21g7430d_BHir². (7.70)

Изменениями значений плотностей воды, получаемыми в результате снижения ее температуры вдоль трассы сетей, обусловленного их потерями, можно пренебречь и исходить из значений средней плотности воды, соответствующей ее средней температуре в данном трубопроводе. При наличии в ИТ одной группы сетевых насосов развиваемое ими давление должно быть ориентировано на тот тепловой пункт, для которого при расчетном режиме оказывается максимальным значение суммы, определяемой по формуле:

При наличии в ИТ одной группы сетевых насосов развиваемое ими давление должно быть ориентировано на тот тепловой пункт, для которого при расчетном режиме оказывается максимальным значение суммы, определяемой по формуле:

(7.71)

дрсум ₌ _(дрсум_д _+Др_тп ₊ дрсум^ _, _max _t _(? _{? 1)}

где

- давления, имеющие равные значения для закрытой

где ЛР_с^Спод ^и ЛРс^р ~ давления, имеющие равные значения для закрытой

системы. С достаточной точностью могут быть определены по единой средней для обоих трубопроводов температуре воды, определяемой по формуле:

(7.72)

1в^Р=0, 5(^_под+^_обр). (7.72)

Для соответствующего значения плотности р_в формула принимает вид:

7.73

Для соответствующего значения плотности р_в формула принимает вид:
ДР_с^сум=2ДР_сСум_д+ЛРтп. ₍₇₇₃₎

Перепад давлений сетевой воды в трубопроводах и оборудовании теплового пункта определяется по данным типовых проектов для тепловых пунктов. В соответствии с данными [19], определяющим является тепловой пункт, наиболее удаленный от ИТ по трассе сетей, а сумма значений потерь давления, определяемая по формуле (7.74), является максимальной. Необходимый перепад давлений, обеспечиваемый работой сетевых насосов, определяется по формуле:

Необходимый перепад давлений, обеспечиваемый работой сетевых насосов, определяется по формуле:

(7.74)

АР_С._Н. = 2ДР_с^су_п: _д + АРтп + АР^С„Г, (7.74)

где АР^^М - суммарные перепады давления в оборудовании и трубопроводах ИТ, принимаемые по данным типовых проектов.

Вычисленный по формуле (7.74) перепад давления сетевых насосов сравнивается с данными типового проекта ИТ. Если отклонение составляет более 10% [14], то по трассе сети теплоснабжения требуется установка подкачивающей насосной подстанции.

Следует отметить, что последнее замечание относится к трассам сетей теплоснабжения, проложенным по местности с достаточно ровным рельефом и обслуживающим районы с одинаковой этажностью застройки. В противном случае решение о дополнительной установке насосных подкачивающих подстанций и их количестве должно обосновываться исходя из пьезометрического графика.

Городские системы распределения природного газа имеют (наряду с газопроводными сетями) ГРП и ряд объектов подсобного производственно-

го и обслуживающего назначения. Количество ГРП определяют для каждого варианта трассы сети газоснабжения. Основным фактором, влияющим на затраты на ГРП, в работе [3] определена плотность газопотребления, которая, в свою очередь, зависит от плотности населения. Аналогичная зависимость используется при определении затрат на сооружение электрозащиты газопроводов от коррозии, включая затраты на сооружение станций катодной защиты, на приобретение и монтаж анодных заземлителей (электродов) и дренажных кабелей, а также на эксплуатацию этих сооружений.

Системы теплоснабжения оказывают воздействие на окружающую среду, так как выделяют вредность в атмосферу, почву и водоемы. Поэтому природоохранные мероприятия составляют неотъемлемую часть инженерного оборудования систем теплоснабжения и требуют оценки их эффективности в составе оценки затрат на систему теплоснабжения в целом.

В соответствии с действующим законодательством ущерб, причиняемый выбросами котельных, исчисляется исходя из дифференцированных ставок платы за загрязнение атмосферы, включающих в себя плату за выбросы в пределах ПДВ (Рщв), плату за превышение выбросов над уровнем ПДВ ( Рцт), но в пределах временно согласованных лимитов, и плату за превышение выбросов над уровнем временно согласованных лимитов (P> i_im) и определяется по формуле:

Р = Рпдв+Рит+Р> Нт. (7-75)

Надежность теплоснабжения обеспечивается путем приведения всех вариантов к одинаковому уровню за счет ввода определенного числа единиц резервной тепловой мощности и дополнительных участков трубопроводов-перемычек.

В соответствии с [26] можно повысить надежность сети теплоснабжения без ее резервирования. Уменьшение длительности перерывов в теплоснабжении при авариях является главным средством повышения надежности нерезервированных систем, так как любые отказы приводят к отключению одного или группы потребителей, а единственный путь сокращения ущерба (материального и социального) при отключениях - это сокращение времени отключения. Оно должно находить свое отражение в обосновании схемы и ее структуры. Следовательно, возможны следующие решения, направленные на повышение надежности тепловых сетей:

- сокращение максимальных диаметров теплопроводов, например, за
счет увеличения числа выводов из источника теплоты ИТ;

- уменьшение единичной тепловой мощности ДТП с соответствующим
увеличением их числа;

- уменьшение пути к наиболее удаленному потребителю путем выбора
наиболее короткой трассы;

- размещение ИТ в центре тепловой нагрузки;

- установка минимального числа секционирующих и отключающих за
движек.

Одним из основных путей повышения надежности распределительных сетей теплоснабжения, кроме схемных решений, является улучшение орга-

низации эксплуатационной и аварийно-восстановительной служб, направленное на повышение качества профилактики систем в целях снижения числа возможных отказов и повышение оперативности выполнения аварийно-восстановительных работ.

Таким образом, можно с уверенностью сделать вывод о росте надежности системы теплоснабжения с увеличением количества ИТ и ЦТП, покрывающих тепловую нагрузку данного района (микрорайона, города), при одновременном снижении их единичной тепловой мощности. Преимущественным будет являться также и размещение ИТ в центре тепловых нагрузок (при этом самым выгодным с точки зрения надежности теплоснабжения будет являться вариант с домовыми и крышными котельными).

Для сравнения проектных вариантов сетей теплоснабжения по известной методике [26] выполняется расчет показателя надежности, который сравнивается с нормированным значением величины показателя надежности, после чего делается вывод о необходимости резервирования системы.

Следует различать два случая: тупиковые разветвленные сети каждого проектного варианта характеризуются разным количеством одинаковых ИТ, представляя собой самостоятельные системы теплоснабжения - в этом случае для повышения надежности сети ее схема должна быть зарезервирована за счет введения дополнительных трубопроводов-перемычек между соседними ИТ (таким образом резервируется верхний иерархический уровень). И второй случай - совокупность проектных вариантов с равным количеством одинаковых ИТ, отличающихся разным количеством ЦТП. В этом случае тупиковая сеть после ЦТП питается от него и входит как элемент в нерезервированную часть (нижний иерархический уровень) системы теплоснабжения в целом, характеризующейся двухступенчатым иерархическим построением сетей теплоснабжения. Чтобы повысить надежность, достаточно уменьшить мощности ЦТП и соответственно увеличить резервированную часть сети.

Для каждого проектного варианта на основании данных о количестве и типе источников теплоты, насосных станций, тепловых пунктов, станций катодной защиты, газорегуляторных пунктов в соответствии с типовыми проектами на их сооружение определяется суммарная площадь занимаемой этими сооружениями территории, по которой, в свою очередь, оцениваются затраты на платежи за занимаемую территорию в текущем уровне цен.

7.9. Методика расчета затрат и платежей на строительство и эксплуатацию инженерных сооружений вариантов системы теплоснабжения

В результате проектирования вариантов системы теплоснабжения и определения количества и мощности тепловых пунктов затраты на их сооружение и эксплуатацию в данной работе предлагается определять по формуле:

(7.76)

где k^ - удельные капитальные вложения в сооружение k-того теплового пункта е-го узла источника теплоснабжения; г - число типов водоподогрева-телей, установленных в k-том тепловом пункте; Q_herit - тепловая мощность k-того теплового пункта е-ro узла источника теплоснабжения; о^ - норма амортизационных отчислений; С^ - удельные эксплуатационные расходы для k-того теплового пункта е-того узла источника теплоснабжения; тьа; -число часов использования тепловой мощности теплового пункта.

Удельные капитальные вложения и эксплуатационные расходы в ЦТП определяются в зависимости от единичной тепловой мощности ЦТП и отношения р = G_rB/G_OB по данным тепловых проектов ЦТП.

После подбора насосных станций на основании данных типовых проектов для определенного типа насосных станций определяют затраты на их сооружение и эксплуатацию. В соответствии с данными [14] капитальные вложения в насосные станции можно принять равными 1, 5% от общих капитальных вложений в сети теплоснабжения. Таким образом, для укрупненных расчетов затраты на насосные станции можно определить по формуле:

3_НС=0, 015-3_ТС. (7.77)

После формирования вариантов сетей газоснабжения и подбора ГРП определяют затраты на их сооружение и эксплуатацию, исходя из условия, что удельный вес ГРП в стоимости строительства систем газораспределения составляет 1, 5%, а объектов подсобного производственного и вспомогательного назначения - 6-20% [3]. Меньшее значение характеризует объекты децентрализованной системы теплоснабжения, большие - централизованной.

Затраты на сооружение электрозащиты газопроводов от коррозии включают затраты на сооружение станций катодной защиты, на приобретение и монтаж анодных заземлителей (электродов) и дренажных кабелей, а также на эксплуатацию этих сооружений. Перечисленные затраты являются функцией материальных характеристик системы газоснабжения - протяженности газопроводов и их диаметра. Поэтому можно говорить об основном факторе, влияющем на затраты в систему электрозащиты газопровода от коррозии - плотнос

⇐ Предыдущая 14 15 16 17 18 19 20 21 2223