Технико-экономическая оптимизация систем теплогазоснабжения (ТЭО)

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Технико-экономическая оптимизация систем теплогазоснабжения (ТЭО)

Технико-экономическая оптимизация систем теплогазоснабжения (ТЭО)

34

Министерство образования и науки Российской Федерации Саратовский государственный технический университет.

С увеличением мощности ЦТП снижаются удельные затраты в источник теплоснабжения, но вместе с тем возрастают аналогичные затраты на тепловые сети за счет увеличения их средних диаметров и протяженности. Оптимальная мощность ЦТП (количество ЦТП в жилом массиве) определяют технико-экономическим расчетом.

Задача сводится к минимизации приведенных затрат по комплексу ЦТП - тепловые сети.

, (1.1.1)

где i=1,2…n варианты проектных решений с различным количеством ЦТП;

КТС и ИТС - капитальные вложения и эксплуатационные расходы по системе теплоснабжения.

Задача решается методом вариантам расчетом с разным количеством ЦТП. Условие З=min соответствует оптимальное количество ЦТП, nopt >Gцтп. Капитальные вложения в систему теплоснабжения включают в себя сметную стоимость магистраль км, и распределим Кс , а также сметную стоимость Кцтп. Расходы на эксплуатацию системы теплоснабжения включает в себя отчисления на инновацию, на капитальные и текущие ремонты. Рр, Рк, Рт, Зп, У - расходы на управления , стоимость электроэнергии затрачиваемую на перекачку теплоноситель, стоимость тепло потерь трубопроводами.

В качестве первого приближения к аналитическому решению задачи, примем ряд допущений. Изменение мощности ЦТП (количество ЦТП) мало сказывается на затраты по магистральному транспорту теплоносителя. Изменяются в основном количество и суммарная протяженность ответвлений ЦТП. Практически не изменяется диаметр, протяженность по этому затраты в магистральный транспорт примем постоянный и исключим из целевой функции.

З=Ен(Кцтп+Кс)+Ицтп+Ис (1.1.2)

Анализ источников показывает, что в общем случаи удельные капитальные вложения на единицу тепло мощности ЦТП и сети зависят от многих факторов в том числе от мощности ЦТП Q, от плотности теплопотребления в жилом массиве q, схемы теплоснабжения, способа прокладки теплопровода, характера застройки жилого массива, географического климата и другим условиям. Однако определяющую роль играет параметр Q, поэтому можно записать

, (1.1.3)

где б и в - коэффициенты пропорциональности, численные значения которых зависят от схемы тепло снабжения и способа прокладки тепло провода.

Распишем эксплутационные расходы

Ицтп=ццтп*Кцтп +Зпцтп , (1.1.4)

Ис= цсКс+Э+Итр+Зпс, (1.1.5)

где ццтп, цс - доля годовых отчислений на эксплуатацию ЦТП и распределения сети.

Зпцтп=Зпс - удельная стоимость обслуживания ЦТП и распределительных сетей.

Э и Итр - зависят от мощности Q и от плотности тепло потребления q, однако в общем объеме затрат, эти компоненты составляют вторую величину в порядки малости, примем их постоянными, также исключим из целевой функции, тогда окончательно функция затрат следующий вид:

(1.1.6)

Для нахождения минимума затрат дифференцируем последнее равенство и приравниваем к нулю.

(1.1.7)

Перепишем полученное выражение.

(1.1.8)

Умножим обе части выражения (1.8) на

(1.1.9)

откуда

(1.1.10)

После возведения в степень -1,52 находим

(1.1.11)

Уравнение (1.11) в силу принятых допущений носит весьма приближенный характер.

Определим оптимальную мощность центрального теплового пункта для жилого массива города.

1. Плотность тепло потребления q =72,5 ГДж/(ч га).

2. Потребители подключены к тепловой сети по зависимой схеме б=7,3.

3. Прокладка теплопроводов канальная в=3,47.

4. Годовые отчисления от капитальных вложений на эксплуатацию ццтп=4,553 1/год , цс=2,088 1/год.

5. Коэффициент эффективности кап вложений Ен=0,12 1/год.

В результате имеем

Выбор оптимальной удельной потери давления в трубопроводах тепловой сети.

Методику расчета задачи рассмотрим на примере транзитной тепловой сети. С увеличением удельной потери давления уменьшаются капитальные вложения в тепловую сеть потери тепла за счет уменьшения диаметров трубопроводов. В месте с тем возрастает расход электроэнергии на работу сетевых насосов.

где М - материальная характеристика тепловой сети, мІ.

Тогда уравнение (1.2.2.) примет вид:

Кт.с. = a?l+b?M (1.2.4.)

С изменением удельной потери давления изменяется диаметр трубопровода и ее материальная характеристика.

Кґт.с = в ?М (1.2.5.)

Диаметр тепловой сети находится по формуле:

, (1.2.6.)

где К - коэффициент пропорциональности, численные значения которого определяются величиной абсолютной шероховатости внутренней поверхности трубопроводов;

G - расход теплоносителя, кг/с;

с - плотность теплоносителя, кг/мі;

?P - потери давления в тепловой сети, Па.

Выразим потери давления в сети ?P через удельную линейную потерю давления R и длину трубопровода l:

?P = R ? l ? (1+m), (1.2.7.)

где m - доля потери давления в местных сопротивлениях тепловой сети:

m = Z, (1.2.8.)

где Z - коэффициент пропорциональности:

· для водяных сетей Z=0,02;

· для паровых сетей Z=0,1.

Тогда уравнение (1.2.6) примет следующий вид:

(1.2.9.)

А материальная характеристика примет вид:

(1.2.10.)

Обозначим через М0 материальную характеристику сети при некотором фиксированном значении удельной линейной потери давления R0.

Согласно (1.2.10) можно записать при с0=с

(1.2.11.)

Откуда

М=Мо (1.2.12.)

С учетом (1.2.5.) и (1.2.12) переменная часть капитальных вложений в тепловую сеть будет

Кґт.с =в?Мо (1.2.13.)

Стоимость электроэнергии, затрачиваемой на перекачку теплоносителя равна:

, (1.2.14.)

где ф - годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети, ч/год;

з - КПД сетевых насосов;

Сз - районные замыкающие затраты на электроэнергию, руб/(Вт ч).

Найдем стоимость тепла, теряемого трубопроводами :

Итп=Зт?ф?k?р?М0?(1+в) , (1.2.15.)

где Зт - районные замыкающие затраты на тепловую энергию, руб/Втч;

k - коэффициент теплопередачи трубопроводов тепловой сети, Вт/мІк. Определяется тепло техническим расчетом;

t - среднегодовая температура теплоносителя в трубопроводах, єС;

t - средняя за период эксплуатации тепловой сети температура окружающей среды, єС;

в - коэффициент, учитывающий теплопотери через неизолированные участки трубопровода.

Используя (1.2.1), (1.2.13), (1.2.14) и (1.2.15), запишем следующее выражение для целевой функции:

(1.2.16)

Для нахождения оптимальной величины удельной линейной потери давления продифференцируем функцию (1.2.16) и приравняем полученное выражение к нулю:

(1.2.17)

откуда после некоторых преобразований

R (1.2.18.)

где

(1.2.19)

Методика экономического обоснования транзитной тепловой сети сводится к следующим этапам расчета. При заданной величине R0 на основании гидравлического расчета определяется диаметр сети d0 и ее материальная характеристика М0. Затем выявляется оптимальное значение удельной линейной потери давления Ropt и повторным расчетом находится оптимальный диаметр dopt.

Методика расчета транзитного теплопровода применима и для тупиковой распределительной сети.

Оптимальное значение линейной потери давления на головной магистрали тепловой сети Ropt находится по уравнениям (1.2.18) и (1.2.19) с помощью подстановки:

;

где - суммарная протяженность участков головной магистрали, считая подающую и обратную линию теплопровода, м;

n - общее количество участков магистрали;

di,0 - диаметр i-го участка, рассчитанный при заданной величине удельной линейной потери давления R0, м;

li - длина i-го участка, м.

G=55кг/с

l1=650м l2=550м l3=750м

G=30кг/с

G=70кг/с

Рис 1. Расчетная схема тепловой сети.

Исходные данные.

1. Доля годовых отчислений на реновацию, ремонт и обслуживание тепловой сети =0,075 1/год.

2. КПД сетевых насосов з=0,6.

3. Плотность теплоносителя с=970 кг/мі.

4. Разность температуры =40 єС.

5. Годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети ф=6000 ч/год.

6. Удельная стоимость электроэнергии Сэ=58?10 руб/(Вт ч).

7. Районные замыкающие затраты на тепловую энергию Зт=76?10 руб/(Вт ч).

8. Стоимостной коэффициент в=3990 руб/мІ.

9. Коэффициент теплопередачи трубопроводов тепловой сети К=1,25 Вт/мІк.

10. Коэффициент учитывающий теплопотери через неизолированные участки трубопровода, в=0,2.

11. Коэффициент эффективности капитальных вложений Е=0,12 1/год.

Общая длина магистрали.

l=l1+l2+l3=650+550+750=1950 м.

Гидравлическим расчетом Rо=80 кПа , получим следующие диаметры сети по участкам: d1,0=377Ч9 мм, d2,0=273Ч7 мм, d3,0=194Ч5мм.

Материальная характеристика сети.

Мо=0,377?650+0,273?550+0,194?750=540,7 мІ.

Определим долю потери давления в местных сопротивлениях: m=Z

Определим оптимальное значение удельной линейной потери давления

R

Определение оптимальной толщины тепловой изоляции трубопроводов тепловой сети.

С увеличением толщины изоляции возрастают затраты в сооружение и эксплуатацию теплоизолированного трубопровода. Вместе с тем, снижается теплопотери, а значит и годовая стоимость теряемой теплоты.

Задача сводится к минимизации функции следующего вида:

З=(Ен+ц)Киз+Итп , (1.3.1)

где Ен - коэффициент эффективности кап вложений 1/год;

ц - доля годовых отчислений на эксплуатацию тепловой изоляции 1/год;

Киз - капитальные вложения в теплоизоляцию 1/год;

Итп - стоимость теплопотерь, руб/год.

Решение задачи рассмотрим на примере двухтрубного подземного теплопровода при бесканальной прокладке.

Капитальные вложения в тепловую изоляцию 1м двухтрубного теплопровода определяется по формуле:

, (1.3.2)

где Сиз - удельная стоимость тепловой изоляции «в деле» , руб/год;

Vиз - объем тепловой изоляции, м;

d - диаметр трубопровода, м;

диз - толщина тепловой изоляции, м.

Годовая стоимость тепла, теряемого теплопроводом, определяется по формуле

Ит.п = (qп + qо) ф Ст (1+в) , (1.3.3)

где qп , qо - удельные потери тепла 1 м подающего и обратного трубопроводов тепловой сети, Вт/м;

Ст - районные замыкающие затраты на тепловую энергию, руб/(Вт ч);

ф - годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети, ч/год;

в - коэффициент, учитывающий теплопотери через не изолированные участки трубопровода.

Удельные теплопотери трубопроводами находятся

, (1.3.4)

, (1.3.5)

где ,-среднегодовая температура теплоносителя в подающей и обратной магистрали, ?С;

- средняя температура грунта на глубите заложения трубопроводов, принимаются по климатическим справочникам - 5єС;

Rп, Rо, - термическое сопротивления подающего и обратного трубопроводов тепловой сети, м К/Вт;

Rинт - дополнительное термическое сопротивление, учитывающее тепловую интерференцию теплопроводов, м К/Вт.

Термические сопротивления трубопроводов определяются по формулам:

, (1.3.6)

, (1.3.7)

где , - теплопроводность теплоизоляции и грунта, Вт/(м К);

h - глубина заложения трубопровода , м;

s - шаг между трубами, м.

Подставляя вышеприведенные выражения в целевую функцию получим (1.3.8)

Задаваясь рядом значений 1,2, …n вычислим затраты З1, З2, …Зn . Условию З=min соответствует оптимальная толщина тепловой изоляции .

Определим оптимальную толщину тепловой изоляции 2х трубного теплопровода водяной теплосети при исходных данных:

1. Прокладка трубопровода - бескональная.

2. Тип тепловой изоляции - битумоперлит.

3. Наружный диаметр трубопровода, dн = 0,219м.

4. Глубина заложения трубопровода , м.

5. Шаг между трубами, ,м.

6. Теплопроводность изоляции, лиз= 0,12 Вт/мк.

7. Теплопроводность грунта, лгр=1,7 Вт/мк.

8. средне годовая температура грунта , = 5єС.

9. Среднегодовая температура теплоносителя, =90, =50єС.

10. Годовое число часов работы тепловой сети , ф= 6000 ч/год.

11. Удельная стоимость тепловой изоляцию, Сиз=1330 руб/м3.

12. Удельная стоимость тепловой энергии, СТ=348?руб/(Вт ч).

13. Доля годовых отчислений на эксплуатацию теплоизоляции ц=0,093 1/год.

14. Коэффициент эффективности кап вложений Е=0,12 1/год.

Все расчеты производятся на ЭВМ и результаты заносятся в таблицу 1.

Минимальному значению удельных приведенных затрат Зmin= 321 руб/(год?м) соответствует оптимальная толщина изоляции = 134 мм. Выявим зону экономической неопределенности управляющего параметра . Для этого примем минимальную погрешность определения расчетных затрат ± 3%. Как видно из графика, наличие погрешности ±ДЗ обуславливает зону экономической неопределенности управляющего параметра от =86 мм до =192 мм, в пределах которой все значения являются равноэкономичными. Критерию минимума затрат в тепловую изоляцию соответствует =86 мм. Критерию минимума теплопотерь =192 мм.

2. ТЭО СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ.

Выбор оптимальной трассировки межпоселкового распределительного газопровода.

Выбор оптимального варианта трассы сводится к выявлению такого положения головной магистрали, при котором суммарная металлоемкость ответвлений к потребителям имеет минимальное значение. С математической точки зрения, задачи сводятся к нахождению уравнения прямой линии, расположенной на минимальном расстоянии от нескольких случайных точек.

Суть метода заключается в следующем. На генеральном плане местности наносится координатная сетка, на которой фиксируются координаты отдельных потребителей. Поскольку общая металлоемкость ответвлений прямо пропорциональна их суммарной длине и среднему диаметру, при выборе оптимального варианта трассировки головной магистрали необходимо учитывать не только количество и положение потребителей, но их нагрузки.

Для определения расчетных координат головной магистрали распределительного трубопровода используется следующее выражение:

y=a+b?x?Gm , (2.1.1)

где x, y - расчетные координаты магистрали;

a, b - искомые параметры прямой.

Задача заключается в нахождении наименьшей суммы квадратов отклонений расчетных значений координат по уравнению

, (2.1.2)

где n - количество ответвлений к потребителям;

xi, yi - заданные координаты потребителей.

Дифференцируя функцию S по искомым параметрам a и b и приравнивая полученные выражения к нулю, получаем систему следующего вида:

(2.1.3)

решая которую, находим aopt, bopt и оптимальную трассировку трубопровода:

В частном случае, когда нагрузки потребителей одинаковы, целевая функция задачи трансформируется в уравнение

(2.1.4)

Нахождение искомых значений параметров аopt, вopt сводится к решению системы уравнения:

(2.1.5)

Необходимо найти оптимальную трассировку межпоселкового газопровода на четыре потребителя со следующими координатами:

x1=2,5 км; y1=8 км;

x2=4,5 км; y2=2,5км;

x3=6,5 км; y3=7,5 км;

x4=10,5 км; y4=7 км.

Нагрузки потребителей одинаковы.

Таким образом, оптимальное положение головной магистрали распределительного трубопровода определяется уравнением:

yopt=5,65+0,1x

График полученной зависимости приведен в графической части курсовой работы.

Минимальное расстояние от потребителя до распределительной сети составляет 0,3 м, максимальное - 3,6 м.

Выбор оптимального количества очередей строительства ГРС.

Если строительство объекта осуществляется в течении года и в последующем выходит на проектную эксплуатацию с постоянным уровнем эксплуатационных расходов, годовые приведенные затраты определяются по формуле

З=Ен?к+И , (2.2.1)

где З - приведенные затраты, руб/год;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год;

к - единовременные вложения в сооружение объекта, руб;

И - текущие издержки по эксплуатации объекта, руб/год.

В том случае, когда капитальные вложения осуществляются в течение нескольких лет, то есть распределены во времени, приведенные затраты определяются с помощью нормативного коэффициента приведения:

, (2.2.2)

где З - суммарные приведенные затраты, руб;

tсл - срок службы объекта;

кt - капитальные вложения в t-том году, руб;

Иt - расходы по эксплуатации в t-том году (без отчислений на реновацию), руб;

бt - коэффициент приведения разновременных затрат базисному году, определяемый по формуле

, (2.2.3)

где Енп - норматив приведения разновременных затрат, равный 0,08;

t - разность мужду годом приведения и базисным годом;

tн - начальный год расчетного периода, определяемый началом финансирования строительства объекта.

В качестве базисного года принимается первый год эксплуатации объекта.

ГРС может быть построена сразу на полную мощность при сметной стоимости к1=2850 тыс. рублей или в две очереди (вторая через 4 года) при сметной стоимости к2=3762 тыс. рублей, в том числе затраты на первую очередь 1180 тыс. рублей. Переменная часть годовых эксплуатационных расходов составляет 5% от соответствующих капитальных вложений. Срок службы станции tсл=25 лет. Необходимо определить экономически более целесообразный вариант строительства.

Расчетные затраты по вариантам определяем, используя формулу (2.2.2):

А) При строительстве ГРС в одну очередь

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

Б) При строительстве ГРС в две очереди

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

Вывод: экономически целесообразным является строительство ГРС в одну очередь.

Определение оптимальной мощности и радиуса действия газорегуляторного пункта.

С увеличением радиуса действия ГРП (с уменьшением количества ГРП в жилом массиве) снижаются приведенные затраты по самим ГРП, а так же по распределительным сетям высокого давления. Вместе с тем возрастают затраты в распределительной сети низкого давления за счет увеличения их среднего диаметра. Под радиусом действия ГРП R подразумевают расстояние по прямой от ГРП до точки встречи потоков газа на границе между соседними ГРП. Выявим связь между радиусом действия ГРП R и радиусом действия газопровода Rr. Рассмотрим два варианта размещения ГРП на газоснабжаемой территории: шахматный и коридорный.

В качестве расчетной модели газоснабжаемой территории примем жилой массив с квадратной конфигурацией, с квадратными кварталами и кольцевыми сетями низкого давления.

-- - газопровод низкого давления

> - радиус действия ГРП

? - ГРП

---> - радиус действия газопровода Rr.

- граница газоснабжаемой территории.

Рис. 2. Схемы размещения ГРС на территории населенного пункта.

Rr=R Rr=R

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

Выявим связь между радиусом действия ГРП R, их количеством n и площадью газоснабжаемых территорий F.

R= L , (2.3.1)

L=Ѕ . (2.3.2)

Подставим (2.3.2) в (2.3.1).

, (2.3.3)

. (2.3.4)

Капитальные вложения в ГРП определяются по формуле:

Кгпр = К' ? n (2.3.5)

или с учетом (2.3.4)

Кгпр = К'гпр , (2.3.6)

где К'гпр - удельные капитальные вложения в один ГРП, руб.

Затраты по эксплуатации ГРП могут быть выражены в виде годовых отчислений от капитальных вложений.

Игрп=ц?Кгрп (2.3.7)

Приведенные затраты в газорегуляторные пункты с учетом (2.3.6) и (2.3.7) определяются функцией:

Згпр = Ен? Кгпр + Игпр = (Ен + ц) К'гпр (2.3.8)

Определим расчетные затраты в сети низкого давления. Полагаем, что газопроводы работают в режиме гладких труб.

d=a?Q( , (2.3.9)

где d - диаметр газопровода, см;

а - коэффициент пропорциональности, зависящий от состава газа;

Q - расход газа по трубопроводу, мі/ч;

L - длина газопровода, м;

ДС - потеря давления в газопроводе, Па.

Введем подстановку: d = dср; L = Rr = б?R; Q = Qср; ДС = ДСн.

получим для среднего диаметра распределительных газопроводов низкого давления

dср= a?Qср, (2.3.10)

где ДСн - нормативный перепад давлений в уличных распределительных сетях, Па.

Полагаем, что газопроводы несут только путевую нагрузку, можно записать для среднего расхода газа:

Qср=0,55?q? Rr=0,55?q? R?б , (2.3.11)

где q - удельный путевой расход газа, м3/(ч м).

Подставив (2.3.11) в (2.3.10) и преобразуя полученное выражение, имеем

(2.3.13)

Удельные капитальные вложения в 1 м газопровода определяются по формуле:

К'н/д=а+в?d , (2.3.14)

где а,в - стоимостные параметры 1 м газопровода, руб/м;

d - диаметр газопровода, см.

Для подземных газопроводов низкого давления допускается применение упрощенной зависимости:

К'н/д ?в?d (2.3.15)

Общие капитальные вложения в сети низкого давления:

Кн/д= К'н/д (2.3.16)

Расходы на эксплуатацию одного м подземного газопровода низкого давления определяются по формуле:

И'н/д= 0,033К'н/д+0,2 (2.3.17)

Суммарные расходы на эксплуатацию сетей низкого давления:

Ин/д= И'н/д? (2.3.18)

Или с учетом (2.3.13) и (2.3.15)

(2.3.19)

Приведенные затраты в сети низкого давления

Зн/д = Ен? Кн/д + Ин/д =f(R) (2.3.20)

Определим затраты в сети высокого (среднего) давления. Изменение радиуса действия ГРП мало сказывается но общей конфигурации сети высокого (среднего) давления. В основном изменяется количество и протяженность ответвлений от ГРП к потребителю.

Суммарная протяженность ответвлений определяется количеством ГРП и их радиусом по формуле

(2.3.21)

Капитальные вложения в сети среднего давления:

(2.3.22)

или с учетом (2.3.15)

, (2.3.23)

где dср - средний диаметр ответвлений, см.

Расходы по эксплуатации одного м газопровода среднего, высокого давления :

И'с/д=0,033Кс/д+0,5 (2.3.25)

Переменная часть эксплуатационных затрат по сетям высокого (среднего) давления

Ис/д = И'с/д (2.3.26)

или с учетом (2.3.15), (2.3.21) и (2.3.4)

(2.3.27)

Переменная часть приведенных затрат по сетям высокого (среднего) давления

Зс/д = Ен? Кс/д + Ис/д (2.3.28)

Подставляя приведенные выражения в исходную целевую функцию получим:

З = Згпр + Зс/д + Зн/д =f(R) (2.3.29)

Для нахождения оптимального радиуса действия ГРП необходимо взять первую производную от затрат и приравнять ее к нулю.

В результате детальной проработки приведенных уравнений получится следующее выражение для оптимального радиуса действия ГРП:

, (2.3.30)

где м - коэффициент плотности сети низкого давления, 1/м;

q - удельная нагрузка сети низкого давления, м3/ч м.

На основании статистического анализа технико-экономических показателей реальных проектов газоснабжения предложены следующие расчетные уравнения:

, (2.3.31)

, (2.3.32)

где m - плотность населения газоснабжаемой территории, чел/га;

l - удельный часовой расход газа на одного человека, м3/(ч чел);

УQ - максимальный часовой расход газа населенным пунктом, м3/ч;

F - площадь газоснабжаемой территории, га.

Положив в уравнении (2.3.30) b=0,55 руб/м см, получим с учетом (2.3.31) и (2.3.32):

(2.3.33)

При известном значении радиуса Ropt оптимальную нагрузку ГРП находим по формуле

(2.3.34)

Оптимальное количество ГПР:

(2.3.35)

Определим оптимальный радиус действия, количество и оптимальную пропускную способность ГПР для систем газоснабжения со следующими исходными данными:

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

2. Нормируемый перепад давлений в уличных газопроводах низкого давления ДСн=1200 Па.

3. Плотность населения m=684 ч/га.

4. Удельный головной расход газа на отдельного человека l=0,08 мі/(ч чел).

5. Площадь газоснабжаемой территории F=779 га.

Коэффициент плотности сети низкого давления:

м=(75+0,3?684)10=280,2?10 1/м

Оптимальный радиус действия ГРП:

м

Оптимальная пропускная способность 1 ГРП:

мі/ч.

Оптимальное количество ГРП:

шт.

Оптимальный радиус действия 1555,3 м, оптимальная пропускная способность 26472,2 мі/ч и оптимальное количество - 2 штук.

Определение оптимальной мощности и радиуса действия газонаполнительной станции сжиженного газа.

Примем в качестве критерия оптимальности минимум удельных приведенных затрат по комплексу ГНС - потребитель:

Згнс-п=Згнс+За.т.+Зпсг=min , (2.4.1)

где Згнс - удельные приведенные затраты по ГНС, руб/т;

За.т - то же в доставку газа автомобильным транспортом, руб/т;

Зпсг - то же в поселковую систему газоснабжения, руб/т.

Поскольку затраты в поселковые системы газоснабжения в сравниваемых вариантах остаются неизменными, примем в качестве целевой функции переменную часть удельных приведенных затрат:

Згнс-п=Згнс+За.т.=min (2.4.2)

Полагая, что потребители сжиженного газа распределены равномерно по всей территории, прилегающей к ГНС, можно записать:

, (2.4.3)

где q - плотность газопотребления на территории, обслуживаемой станцией, т/(год км2);

N - мощность станции, т/год;

F - площадь газоснабжаемой территории, км2.

Связь между мощностью станции и радиусом ее действия устанавливается уравнением:

, (2.4.4)

где R0 - радиус действия станции, км.

Доставка сжиженного газа с населенные пункты осуществляется:

· по кратчайшему расстоянию от ГНС до потребителя (радиальная дорожная сеть);

· по наиболее протяженному маршруту (прямоугольная дорожная сеть).

dR

a

R

a

R0

Рис. 3. Расчетная схема доставки сжиженного газа потребителям.

При среднем варианте доставки продукта

l?1,2R (2.4.5)

Удельные приведенные затраты в ГНС определяются по формуле:

, (2.4.6)

где А - стоимостной параметр,, численное значение которого зависит от способа реализации сжиженного газа.

Удельные приведенные затраты в автомобильный транспорт сжиженного газа

, (2.4.7)

где а и в - стоимостные параметры, руб/т, численные значения которых зависят от способа доставки сжиженного газа, дорожных условий и других обстоятельств.

Прирост реализации сжиженного газа соответствует приращению радиуса газоснабжения на величину dR:

Согласно (2.4.8), переменная часть транспортных затрат составляет 1,2вR. Таким образом, общее приращение затрат по доставке сжиженного газа на всей территории, прилегающей к ГНС:

, (2.4.9)

где R0 - радиус действия газонаполнительной станции, км, или в перерасчете на 1 т реализуемого газа по (2.4.4)

(2.4.10)

Подставив (2.4.10) в (2.4.8), имеем

(2.4.11)

Тогда с учетом (2.4.6) и (2.4.11) целевая функция задачи (2.4.2) примет следующий вид:

(2.4.12)

Выразим мощность станции через радиус ее действия по уравнению (2.4.4):

(2.4.13)

Для нахождения оптимального радиуса действия ГНС возьмем первую производную от целевой функции и приравняем ее к нулю:

(2.4.14)

откуда

(2.4.15)

а оптимальная мощность станции по (2.4.4) будет

(2.4.16)

Населенный пункт снабжают сжиженным газом от ГНС по следующей схеме:

· 85% квартир - от баллонных установок;

· 15% квартир - от резервуарных установок.

1. Средняя плотность потребления газа на территории, обслуживаемой станцией q= 5 т/(год км2).

2. Удельные экономические показатели баллонных систем газоснабжения Аб=3477000; вб=16,017 руб/(Т км).

3. Удельные экономические показатели резервуарных систем газоснабжения Ар=1858200; вр=3,135 руб/(Т км).

Оптимальный радиус действия ГНС:

· Для баллонного варианта

км

· Для резервуарного варианта

км

При заданном соотношении баллонного и резервуарного газоснабжения

км

Оптимальная мощность станции:

тыс.т/год.

Заключение.

В результате технико-экономический расчетов, проведенных по критерию минимума приведенных затрат:

1. Обоснованы оптимальные технические решения и проектные разработки в области ТГС и В, получены оптимальные параметры технологического оборудования, систем и установок.

2. Изучено влияние фактора времени и неопределенности исходной информаций.

3. Проведена экономическая оценка полученных результатов и выявлена экономическая эффективность оптимизации.

Список литературы.

1. Богуславский Л.Д. Экономика теплогазоснабжения и вентиляции. - М.: Стройиздат, 1988. - 351 с.

2. Ионин А.А. Газоснабжение. - М.: Стройиздат, 1989 - 438 с.

3. Ионин А.А., Хлынов Б.М., Братенков В.Н., Терлецная Е.Н. Теплогазоснабжение. - М. Стройиздат 1982 - 162 с.

4. Курицын Б.Н. Оптимизация систем теплогазоснабжения и вентиляции .- Саратов: Издательство СГТУ, 1992 - 162 с.