Разработка типовой методики оценки состояния системы теплоснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Московский энергетический институт (Технический университет)

Практическая работа

Разработка типовой методики оценки состояния системы теплоснабжения

Москва

2003

Реферат

ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, МУНИЦИПАЛЬНОЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ, ПОТРЕБИТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ТЕПЛОВЫЕ ПОТЕРИ.

Цель разработки - повышение эффективности и надежности работы тепловых сетей систем централизованного теплоснабжения.

Объектом рассмотрения данного отчета являются вопросы эксплуатации тепловых сетей централизованной системы теплоснабжения, включая магистральные трубопроводы и разводящие сети.

В частности в отчете представлены:

· критерии сравнения эффективности различных систем теплоснабжения, предложен коэффициент эффективности работы - общий показатель эффективности работы теплосети, позволяющий наиболее полно и точно оценить её режим по передачи тепла;

· анализ существующей системы отнесения тепловых потерь на потребителей тепловой энергии;

· методика определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов систем централизованного теплоснабжения.

методика теплоснабжение потеря

Содержание

Введение

1. Исследование и определение состава критериев сравнения различных систем теплоснабжения. Разработка методики оценки эффективности работы тепловых сетей

2. Разработка «Методики определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов систем централизованного теплоснабжения»

2.1 Существующая ситуация

2.2 Методика определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов систем централизованного теплоснабжения

2.2.1 Метод оценки тепловых потерь

2.2.2 Распределение тепловых потерь по потребителям

2.2.3 Стимулирование снижения температуры обратной сетевой воды

2.3 Экспериментальная часть

2.3.1 Определение расхода сетевой воды в подающем трубопроводе

2.3.2 Температура сетевой воды в подающем трубопроводе

2.3.3 Потери тепла в трубопроводах

2.3.4 Выводы по экспериментальной части

2.4 Проверка «Методики определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов систем централизованного теплоснабжения»

2.4.1 Характеристика рассматриваемой тепловой сети

2.4.2 Определение тепловых потерь

2.4.2.1 Определение тепловых потерь по методике

2.4.2.2 Коррекция Методики с учетом влияния ответвлений от магистральных трубопроводов

2.4.2.3 Коррекция Методики по времени движения теплоносителя от источника к потребителю

2.4.2.4 Заключение по проверке Методики

3. Общие выводы

Список использованных источников

Приложения

Введение

В энергетической стратегии России на период до 2000 года, разработанной Министерством энергетики и одобренной Правительством Российской Федерации, основными приоритетами развития отечественной экономики на среднесрочную перспективу определены:

· энергоэффективность экономики и энергосбережения;

· совершенствование топливно-энергетического баланса страны и структуры ТЭК;

· энергетическая безопасность (устойчивость энергоснабжения, техническая и экологическая безопасность ТЭК, поддержание энергетического потенциала, как фактора внешней и внутренней политики).

ТЭК в течение 2000-2002 гг. в целом выполнил поставленную Правительством Российской Федерации задачу увеличения производства первичных ТЭР, что позволило стабилизировать состояние и обеспечить прогнозируемый рост отечественной экономики. Вместе с тем, в ТЭК страны сохранился целый ряд нерешенных проблем:

· высокая степень износа основных фондов;

· недостаточный уровень капитальных вложений;

· деформированные ценовые соотношения между взаимозаменяемыми энергоресурсами;

· значительные размеры неплатежей со стороны потребителей ТЭР;

· резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса, как в количественном, так и в качественном отношениях;

· незрелая рыночная инфраструктура и отсутствие цивилизованного конкурентного энергетического рынка;

· недостаточная эффективность управления государственной собственностью в отраслях ТЭК (при ограниченной роли Минэнерго России);

· высокая зависимость нефтегазового сектора России и, как следствие, доходов государства от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

· перебои с топливо- и теплоснабжением в целом ряде критических регионов России, особенно на Дальнем Востоке (Приморье, Читинская область).

Проблема обеспечения надежного и устойчивого теплоснабжения потребителей, прежде всего населения, при прохождении осенне-зимнего периода имеет ярко выраженную социальную направленность и предопределяет рассмотрение при ее решении взаимодействия секторов теплоснабжения ТЭК и жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ).

Теплоснабжение такой северной страны, как Россия, должно относиться к числу важнейших приоритетов. Причем основная задача государства не контроль за теплоснабжением каждого поселка и района, а создание системы, обеспечивающей координированную работу различных государственных и частных организаций в интересах потребителей. После создания указанной системы за государством должна остаться разработка стратегических направлений развития отрасли, анализ возможных проблем и поиск возможных путей их решения, государственный надзор.

Высокая степень централизации теплоснабжения, высокие единичные мощности теплоисточников и большая протяженность тепловых сетей усложняют задачу обеспечения надежного, качественного и экономичного теплоснабжения. Связывая источник теплоты с большим количеством потребителей, тепловые сети должны обеспечивать согласованную работу всех звеньев централизованного теплоснабжения.

В этой связи важной задачей является оценка эффективности работы тепловых сетей, осуществляемая на основе научно обоснованной системы критериев сравнения различных систем теплоснабжения. Именно этой цели посвящена настоящая работа.

1. Исследование и определение состава критериев сравнения различных систем теплоснабжения. Разработка методики оценки эффективности работы тепловых сетей

В период эксплуатации тепловых сетей по многим причинам происходит разрегулирование процесса теплоснабжения, и возникают так называемые переменные тепловые режимы (при отклонении от расчётных температур, при пуске и останове оборудования и др.). В технической литературе они практически не рассматривались. Нормативно-техническая документация также не содержит показателя, с помощью которого можно было бы в таких ситуациях определить когда и на сколько эффективнее работает теплосеть, например, с параметрами t_п/t_о= 79/60 °С или 91/69 °С.

Встречающиеся в технических отчетах предприятий некоторые величины можно отнести к дополнительным и вспомогательным (утечка сетевой воды, потеря тепла при его транспорте, расход электроэнергии на перекачивающие сетевые насосы и др.). К тому же всё это в большей мере касается всего лишь одного звена теплофикации - транспортировки и перераспределения тепла. А как реализуется основная задача тепловой сети (в полной мере отдать тепло потребителю и рационально использовать его) не отражается ни одним показателем. Упускается в общей деятельности тепловых сетей оценка и следующей очень важной заключительной фазы - отдачи тепла теплоприемникам и теплообменникам. Например, не будет достоверной и полной информации об эффективности работы всей ТЭС, взятой только по показателю одиночного, хотя и главного объекта электростанции, - по котлу или турбине. Их коэффициенты полезного действия (каждый в отдельности) не дают достаточной оценки в целом всему термодинамическому циклу. Только совместное рассмотрение определяет общий единый КПД станции по выработке электроэнергии.

Совсем по-иному происходит с теплофикацией, когда она разделена на три звена (генерирование тепла, передача (транспортировка) - распределение и конечное использование теплоприёмником), а рассматривают отдельно каждое из них, и часто последнее звено остаётся без оценки. И в итоге в целом не известен их единый общий (или хотя бы двух последних звеньев) коэффициент эффективности использования тепловой энергии сетевой воды. Хотя это важно для всего технологического процесса потому, что тепло, как конечный продукт ТЭС, через возвращаемую сетевую воду имеет жесткую обратную связь с первоначальным генерирующим источником (электростанцией или водогрейным котлом). И в большей мере отрицательно оно влияет на все три звена технологического процесса.

Количество переменных тепловых режимов, полученное, как сочетание перестановок трёх параметров теплосети с интервалами в три градуса, превышает семь тысяч вариантов. В то время, как для расчётных режимов оно меньше десяти.

Также нет в нормативно-технической документации норматива, относительно которого можно было бы сопоставить работу или эффективность индивидуальной тепловой сети в разных режимах.

Поэтому так необходимо появление такого однозначного показателя, оценивающего весь трехзвенный неразрывный процесс теплоиспользования.

Представляется, что в определенной степени отвечает такому требованию впервые предлагаемый, как один из вариантов, коэффициент эффективности работы теплосети К_эф, который одновременно соответствует и основным положениям закона «Об энергосбережении». Этот коэффициент подобран, исходя из принципа полноты охвата разных сторон рационального использования потенциала тепловой энергии всей циркулирующей сетевой воды:

К_эф=f (t_о, t_п, t_нв),

где: t_о, t_п, t_нв - температуры обратной и подающей сетевой воды и наружного воздуха, соответственно.

Для фактических температур конкретных тепловых сетей он приобретает дополнение к своему названию - фактический К^ф_эф. С его помощью подсчитывается текущее значение коэффициента эффективности использования тепла по результатам замеров параметров действующей сети. Сравнение полученных данных при одинаковой температуре наружного воздуха (t_нв) является главной оценкой экономичности работы индивидуальной тепловой сети. Такое сопоставление по К_эф возможно и для произвольных тепловых сетей с различающимися параметрами, но при равных температурах t^ф_нв.

Теперь с помощью нового показателя К_эф рассмотрим нормативный график температур сетевой воды известный, как 150/70 °С. Он получен теоретическим расчетным путем и как самый экономичный и рациональный был положен в основу российской теплофикации. Такая зависимость приводится впервые, и применение каких-либо производных от расчетного значения температуры сетевой воды 150/70 °С в технической литературе также не встречалось. Хотя по такому графику сделаны все расчеты строительных ограждающих конструкций зданий и сооружений, требуемых поверхностей нагрева теплообменных аппаратов у потребителя и многое другое. Значения коэффициента эффективности работы теплосети К^н_эф представлены на рис. 1.



Рис.1. Нормативный коэффициент эффективности эксплуатации тепловой сети

1 - отечественный температурный график 150/70 ^оС;

2 - зарубежный температурный график.

Полученная кривая 1 изменения К^н_эф в зависимости от температуры наружного воздуха и ее конкретные значения теперь могут использоваться, как эталон, каким является сам график 150⁰/70⁰. Таким образом, К_эф в связи с этим принимает на себя новую и очень важную дополнительную функцию - нормативную. Это позволит сравнивать режимы теплосети на основе не только своих фактических значений К^ф_эф, но также с теоретической кривой К^н_эф.

Ее характер четко демонстрирует уменьшение коэффициента эффективности работы теплосети с увеличением температуры наружного воздуха, т.е. запланировано ухудшение экономичности при потеплении. Впервые К^н_эф так наглядно показал несовершенство нашего много лет используемого расчетного графика температур сетевой воды 150/70 °С. Кстати сказать, что для тепловой сети, эксплуатирующейся в Дании, К_эф практически постоянен (кривая 2 рис.1). Это тоже служит подтверждением необходимости обновления графика температур 150°/70 °С с целью сохранения К_эф максимальным и постоянным.

Если продолжить анализ, то сопоставление кривой 1 рис. 1 с известными в теплофикации данными о продолжительности (t) температур наружного воздуха в отопительный сезон показывает, что большому количеству времени эксплуатации тепловой сети соответствует очень низкий коэффициент эффективности. Это также свидетельствует о не совсем правильно подобранном графике температуры сетевой воды 150/70 °С. Для средней температуры наружного воздуха за весь относительный сезон для Курска (-3°С) получается К^н_эф равным 82% от максимального значения (К^мах_эф=100%). Это наглядно представлено на рис. 2.

Рис.2. Изменение К^н_эф от продолжительности зимних (холодных) дней

Определение К^н_ф в условиях переменных тепловых режимов, когда не соблюдаются нормативный график температур, является совсем не простой задачей, поскольку в зависимость К_эф=f (t₀, t_п, t_нв) вводится нормативная разность Dt_н=t^ф_о - t^н_о.

На рис. 3 впервые показаны зависимости К_эф для так называемого «срезанного» графика 130/70 ^оС (кривая 1), для графика отклонения только температуры прямой сетевой воды в подающем трубопроводе (кривая 2) и только в обратном трубопроводе (кривая 3). К сожалению, все они отличаются в сторону ухудшения от теоретического графика 150/70 ^оС.

По кривой 1 (рис. 3), в частности, когда К^н_эф достигает максимального значения, происходит принудительное его ограничение (срезка) без коррекции температуры обратной сетевой воды.

Кривые 2 и 3 имеют резкий уклон, свидетельствующий об отсутствии должного контроля за экономичностью переменных режимов, так как ранее не была известна зависимость К_эф = f (t_о, t_п). Теперь представляется их сравнение между собой и с нормативом, что наглядно видно из рис. 3.

Рис. 3. К_эф для различных температурных графиков

1 - «срезанный» график 130/70 ^оС;

2 - фактический при отклонении t^ф_п;

3 - при превышении t^ф_о.

На рис. 4 просматривается зависимость коэффициента эффективности использования тепла от температуры в подающем трубопроводе. Кривые поднимаются влево круто вверх, в то время как при росте t_п они стремятся к горизонтали. Они подтверждают известный принцип - использование теплоты более низкого потенциала является самым выгодным процессом.

Наблюдается, например, одинаковый К_эф для различных t_п. Отсюда вытекает самый главный вывод - можно достигнуть максимального значения К_эф для различных t_п при любых переменных режимах. Как известно, низкая температура t_п при необходимых ?t = t_п - t_о создает более экономичный режим для теплофикационных турбин за счет возрастания располагаемого теплоперепада и уменьшения давления пара в отборе 2,5 атм. или повышает КПД водогрейного котла, если сетевая вода нагревается в котельной. Термодинамически выгоднее потребление низкопотенциального тепла. Таким образом, К_эф дополняется еще другим положительным термодинамически важным качеством.

Для определения нормативного К^н_Эф для любого возникающего в эксплуатации режима при различных температурах наружного воздуха и поступающей прямой сетевой воды t^ф_п применяется упрощенная математическая модель и возможно ее графическое решение.

Чтобы еще больше приблизить К_эф к понятию КПД (в том числе к единому общему показателю) можно применять

К^ф_эф=К^н_эф • (1-з_y) • (1-з_п.т.),

где з_y - относительная величина потерь тепловой энергии с утечками сетевой воды (колеблется в пределах 0,1%);

з_п.т - относительные потери теплоты через изоляцию трубопроводов (5 -10 %).



Рис. 4. Зависимость К^ф_эф от t^ф_п для различных Dt

Существуют ряд зависимостей, показывающих взаимодействие К_эф с другими показателями - с удельными величинами теплоты q и электроэнергии э, приходящимися на один кубометр циркулирующей сетевой воды, и нормативной величины температуры обратной сетевой воды (рис.5).

Для повышения эффективности тепловых сетей целесообразно несколько улучшить график 150/70 ^оС и сохранить значение К^н_эф достаточно высоким на всем диапазоне температурных режимов. Изменение касается температуры обратной сетевой воды (рис. 6).

Более подробные данные представлены в таблице 1:

Таблица 1

Показатели	Единица измерения	+3°С	0	-5°С	-10°С	-15°С	-20°С	-25°С
tопо стар. граф.	°С	44	46	52	57	63	68	70
tо по нов. граф.	0C	36	41	48	55	62	68	70
Кн эфпо стар. граф.	%	74,8	81,1	85,9	90,2	92,1	95,2	100
Кнэф по нов. граф.	%	93,8	93,8	93,8	93,8	93,8	95,2	100

Смена существующего графика на предложенный - очень сложная задача, требующая наряду с изменением СНиПов, методик расчетов и, самое главное, перехода на количественно-качественное регулирование с применением другого оборудования на центральных (ЦТП) и индивидуальных (ИТП) тепловых пунктах. Уже подобный, но стихийный процесс, начался с использованием отечественного оборудования «Электроника» и многочисленного зарубежного.

Введение К_эф и К^н_эф в показатели суточной ведомости эксплуатации тепловых сетей может существенно повлиять на повышение экономичности работы тепловых сетей за счёт анализа любого режима. А рассмотрение в динамике К_эф всей тепловой сети (или её отдельных элементов - ЦТП, ответвлений и т.д.) будет показывать тренд, по которому можно принимать меры.

Очень важной и наглядной является разность ?К = К^н_эф - К^ф_эф, которая в динамике за любой промежуток времени при произвольном сочетании t_о, t_п, t_нв даёт представительную оценку уровню эффективности. К тому же она выполняет роль универсального показателя, позволяющего сравнивать между собой любые сети со своими фактическими несовпадающими параметрами сетевой воды и наружного воздуха. Такое ранее невозможно было делать. Допускается сопоставление между собой различных элементов теплосети на тех же условиях.

Таким образом, впервые предложенный коэффициент эффективности работы теплосети, который с многих позиций освещает состояние режима теплосети по эффекту передачи тепла и достаточно емко, объективно, просто, наглядно и представительно оценивает тепловые сети, особенно эксплуатирующиеся в переменном режиме.



Рис. 5. Технико-экономические показатели теплосети в зависимости от К_эф

1 - удельная величина q;

2 - удельный расход э;

3 - нормативное значение t^н_о.

Рис. 6. Предлагаемое изменение расчётной температуры обратной сетевой воды

1 - нормативное значение t^н_о в новом графике.

2. Разработка методики определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов систем централизованного теплоснабжения

2.1 Существующая ситуация

Проблема определения фактических потерь тепла является одной из важнейших в теплоснабжении. Именно большие тепловые потери - основной аргумент сторонников децентрализации теплоснабжения, количество которых увеличивается пропорционально количеству фирм, производящих или продающих небольшие котлы и котельные. «Прославление» децентрализации происходит на фоне странного молчания руководителей теплоснабжающих предприятий: редко кто решается назвать цифры тепловых потерь, а если называются, то нормативные, т.к. в большинстве случаев фактические тепловые потери в сетях не знает никто.

В восточно-европейских и западных странах проблема учета тепловых потерь в большинстве случаев решается до примитивности просто. Потери равняются разнице суммарных показаний приборов учета у производителей и потребителей тепла. Жителям многоквартирных зданий доступно объяснили, что даже при увеличении тарифа за единицу тепла (из-за выплат процентов по займам на приобретение теплосчетчиков) узел учета дает возможность гораздо больше экономить на объемах потребления.

У нас в отсутствии приборов учета появилась своя финансовая схема. Из объема выработки тепла, определяемого по приборам учета на тепловом источнике, вычитаются нормативные тепловые потери и суммарное потребление абонентов, имеющих приборы учета. Все оставшееся списывается на безучетных потребителей, т.е., в основном, на жилой сектор. При такой схеме получается, что чем больше потери в тепловых сетях, тем выше доходы теплоснабжающих предприятий. Трудно при такой экономической схеме призывать к снижению потерь и издержек.

В некоторых российских городах предпринимались попытки включить в тарифы потери в тепловых сетях, превышающие нормативные, но они «в зародыше» пресекались Региональными энергетическими комиссиями или муниципальными регулирующими органами, ограничивающими «безудержный рост тарифов на продукцию и услуги естественных монополистов». Не учитывается даже естественное старение тепловой изоляции.

Дело в том, что при существующей системе даже полный отказ от учета в тарифах тепловых потерь в сетях (при фиксации удельных расходов на выработку тепла) лишь уменьшит топливную составляющую в тарифах, зато в той же пропорции увеличит объем продаж с оплатой по полному тарифу. Снижение доходов от уменьшения величины тарифа оказывается в 2-4 раза ниже выгоды от увеличения объемов продаваемого тепла (пропорционально доле топливной составляющей в тарифах). Причем потребители, имеющие приборы учета, экономят за счет снижения тарифов, а безучетники (в основном, жители) компенсируют эту экономию в гораздо больших объемах.

Проблемы у теплоснабжающих предприятий начинаются только тогда, когда большая часть потребителей устанавливает приборы учета, и снижение потерь на оставшихся становится затруднительным, т.к. невозможно объяснить значительное увеличение потребления по сравнению с предыдущими годами.

Тепловые потери принято исчислять в процентах от выработки тепла без учета того, что энергосбережение у потребителей приводит к увеличению удельных теплопотерь даже после замены тепловых сетей на меньшие диаметры (из-за большей удельной поверхности трубопроводов). Закольцовка теплоисточников, резервирование сетей также увеличивают удельные теплопотери.

В то же время понятие «нормативных теплопотерь» не учитывает необходимость исключения из норматива потерь от прокладки трубопроводов излишних диаметров.

В крупных городах проблема усугубляется множественностью собственников тепловых сетей, разделить между которыми тепловые потери без организации повсеместного учета практически невозможно.

В небольших муниципалитетах теплоснабжающей организации часто удается убедить администрацию включать в тариф завышенные теплопотери, обосновывая это чем угодно - недофинансированием, плохим наследством от прежнего руководителя, глубоким залеганием тепловых сетей, неглубоким залеганием тепловых сетей, болотистой местностью, канальной прокладкой, бесканальной прокладкой и т.д. В этом случае мотивация к снижению тепловых потерь также отсутствует.

Все теплоснабжающие предприятия должны проводить испытания тепловых сетей для определения фактических тепловых потерь не реже одного раза в пять лет.

Экспериментальное определение тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов проводятся периодически: по мере расширения и реконструкции тепловых сетей, изменения теплотехнических показателей тепловой изоляции трубопроводов в процессе их эксплуатации, замены тепловой изоляции на отдельных участках и т. п.

Единственная существующая методика испытаний подразумевает отбор типичной теплотрассы, осушение ее, восстановление тепловой изоляции и собственно испытания, с созданием замкнутого контура циркуляции.

При нормировании эксплуатационных тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов определяют нормируемые значения часовых среднегодовых эксплуатационных тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов для тепловой сети в целом на основе данных испытаний отдельных участков этой сети. В качестве исходных принимают следующие положения:

· для испытанных участков сети используют значения измеренных тепловых потерь с пересчетом на среднегодовой режим эксплуатации тепловой сети;

· для участков тепловой сети, не подвергнувшихся испытаниям, но имеющих типы прокладки и теплоизоляционной конструкции, отличные от испытанных участков, применяют нормативные значения среднегодовых тепловых потерь без введения в них поправочных коэффициентов;

· нормируемые значения среднегодовых эксплуатационных потерь по тепловой сети в целом получают суммированием тепловых потерь по охарактеризованным выше группам участков.

Нормативные (проектные) значения среднегодовых тепловых потерь данной тепловой сети определяются, исходя из действующих норм тепловых потерь для различных типов прокладок сетей, на основании которых запроектирована тепловая изоляция тех или иных участков данной сети.

Какие тепловые потери можно получить при таких испытаниях - конечно, близкие к нормативным. Так и получают по всей стране нормативные теплопотери, кроме отдельных чудаков, желающих жить не по правилам.

Есть попытки определять тепловые потери по результатам тепловизионной съемки. К сожалению, этот метод не дает достаточной точности для проведения финансовых расчетов, т.к. температура грунта над теплотрассой зависит не только от теплопотерь в трубопроводах, но и от влажности и состава грунта, глубины залегания и конструкции теплосети, состояния канала и дренажа, утечек в трубопроводах, времени года, асфальтировки поверхности.

Использование для прямых измерений тепловых потерь метода «тепловой волны» с резким изменением температуры сетевой воды на теплоисточнике и измерением температуры в характерных точках регистраторами с посекундной фиксацией также не позволило добиться требуемой точности измерения расхода и, соответственно, тепловых потерь. Использование же накладных расходомеров ограничено прямыми участками в камерах, точностью измерений и необходимостью иметь большое количество дорогостоящих приборов.

В идеале фактические тепловые потери в теплосети можно определить при наличии приборов учета на источнике теплоснабжения и у потребителя. Однако в настоящее время приборы учета имеются, в основном, только на источнике теплоснабжения, а у потребителей практически отсутствуют. Правда в последнее время наблюдается тенденция резкого увеличения количества приборов учета у потребителей.

2.2 Методика определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов систем централизованного теплоснабжения

Учитывая изложенное в разделе 2.1 настоящей работы, предлагается методика определения фактических тепловых потерь в теплосети, основанная на наличии некоторого количества приборов учета у потребителей. Методика предполагает определение по имеющимся результатам измерений у некоторого количества потребителей средних для системы удельных потерь тепла на единицу расхода теплоносителя и на единицу длины трубопроводов. И затем, используя полученные коэффициенты, определение потерь для потребителей, не имеющих приборов учета, и для системы в целом. Очевидно, что в этом случае, чем большее число потребителей имеет приборы учета, тем выше точность определения фактических тепловых потерь.

Конечно, чем больше приборов учета тепла установлено в системе, тем выше точность учета тепловых потерь. Но фактически, даже при наличии 10% необходимых приборов, точность определения потерь становится сопоставимой с фактической точностью приборов. И при любых условиях точность прямых измерений тепловых потерь с помощью стационарно установленных приборов выше точности определения потерь системы по летним испытаниям отдельного трубопровода.

Кроме достаточно высокой точности к достоинствам прямых измерений потерь можно отнести:

· простоту расчетов при применении компьютерной техники;

· дешевизну;

· оперативность - возможность контроля потерь за месяц, неделю, день;

· возможность анализа изменения тепловых потерь после дождя, таяния снега, откачки воды из каналов;

· при применении только одного комплекта переносных расходомера и термометра - возможность определения потерь по отдельным магистралям или по их длине (точка замера в этом случае рассматривается как тепловой источник).

Введение прямых измерений тепловых потерь в практику финансовых расчетов позволит создать систему экономических мотиваций теплоснабжающих предприятий к снижению потерь.

Учитывая тот фактор, что в последнее время оснащенность потребителей тепловой энергии приборами учета увеличивается, актуальность предлагаемой методики несомненно возрастает.

Следует отметить, что предлагаемая методика может использоваться при проведении экспресс-анализа состояния тепловых сетей.

2.2.1 Метод оценки тепловых потерь

В большинстве централизованных систем теплоснабжения найдется несколько десятков потребителей, имеющих приборы учета. С их помощью можно определить параметр, характеризующий тепловые потери в сети:

q_потерь - средние для системы потери теплоты одним м³ теплоносителя на одном километре двухтрубной тепловой сети.

1. Используя возможности архивов тепловычислителей, определяются для каждого потребителя, имеющего приборы учета тепла, средние за месяц (или любой другой период времени) температуры воды в подающем трубопроводе и расход воды в подающем трубопроводе .

2. Аналогично на источнике тепла определяются средние за тот же период времени и .

3. Средние теплопотери через тепловую изоляцию подающего трубопровода, отнесенные к i-му потребителю

(2.1)

4. Суммарные тепловые потери в подающих трубопроводах потребителей, имеющих приборы учета:

(2.2)

5. Средние удельные тепловые потери сети в подающих трубопроводах

(2.3)

где: lⁱ - наименьшее расстояние по сети от источника теплоты до i-го потребителя.

6. Определяется расход теплоносителя для потребителей, не имеющих приборов учета тепла:

для закрытых систем

(2.4)

где G_утечек - среднечасовая подпитка теплосети на теплоисточнике за анализируемый период;

для открытых систем

(2.5)

где: G^ист _{подпитки_ночь} - среднечасовая подпитка теплосети на теплоисточнике в ночное время;

Gⁱ _{потребления-ночь} - среднечасовое потребление теплоносителя у i-потребителя в ночное время.

Промышленные потребители, круглосуточно потребляющие теплоноситель, как правило, имеют приборы учета теплоты.

7. Расход теплоносителя в подающем трубопроводе для каждого j-потребителя, не имеющего приборов учета тепла, G^j _пр определяется путем распределения G^{без приб} _пр по потребителям пропорционально среднечасовой подключенной нагрузке.

8. Средние теплопотери через изоляцию подающего трубопровода, отнесенные к j-потребителю

(2.6)

где: l^j - наименьшее расстояние по сети от источника теплоты до j-потребителя.

9. Суммарные тепловые потери в подающих трубопроводах потребителей, не имеющих приборов учета

(2.7)

а суммарные тепловые потери во всех подающих трубопроводах системы

(2.8)

10. Потери в обратных трубопроводах Q_{потерь_обр} рассчитываются по тому соотношению, которое определяется для данной системы при расчете нормативных теплопотерь

(2.9)

11. Общие теплопотери системы централизованного теплоснабжения через тепловую изоляцию трубопроводов, определенные по результатам приборного учета

(2.10)

2.2.2 Распределение тепловых потерь по потребителям

Исторически сложилось, что тепловые потери учитываются суммарно по всей системе централизованного теплоснабжения и распределяются по потребителям через тарифы пропорционально потреблению.

В то же время всем понятно, что потребители, расположенные близко к теплоисточнику, имеют значительно меньшие удельные тепловые потери. И не только потери, но и все удельные затраты на подключение, перекачку теплоносителя, содержание теплосетей и т.д. В реальности потребитель, находящийся за забором ТЭЦ, платит столько же, сколько и конечный потребитель, оплачивая издержки всей системы. Наверное, это усреднение справедливо для жилого сектора, но для других потребителей оно абсурдно.

Введение в практику реальных тепловых потерь и затрат, отнесенных к каждому конкретному потребителю, позволит выявить методами экономического анализа возможности оптимизации системы и создаст стимулы к ее системному совершенствованию.

Подключение новых потребителей на концевых участках тепловых сетей может приводить к удорожанию теплоснабжения всех существующих потребителей. А неподключение к ЦТ здания, расположенного близко к теплоисточнику, или отключение в этой зоне существующих потребителей - это экономический удар по всей системе.

Замеры на действующих протяженных тепловых сетях показывают, что потери тепла для конечных потребителей сопоставимы с теплопотреблением, и либо надо кардинально применять подход к качеству эксплуатации и замены тепловых сетей, либо переключать потребителей на локальные теплоисточники.

Все тепловые потери, в конечном счете, оплачивает потребитель и протестует против таких затрат отключением. Многие бывшие заводские ТЭЦ, расположенные на территории предприятий, сегодня оказались в составе АО-энерго и, в условиях неразумной тарифной политики, предприятиям оказалось выгодно строить новые собственные теплоисточники, а сохранившиеся издержки и потери были распределены на оставшихся, т.е. на население. Вместо борьбы за выгодного потребителя, РАО «ЕЭС России» упорно бьется с населением.

2.2.3 Стимулирование снижения температуры обратной сетевой воды

При наличии двухпоточного теплосчетчика могут быть измерены приведенные к конкретному потребителю потери в обратном трубопроводе

(2.11)

где: Тⁱ _обр - средняя температура сетевой воды, возвращаемой от i-потребителя;

Т^ист _обр. - средняя температура обратной сетевой воды, возвращаемой на теплоисточник;

Gⁱ _обр - средний расход теплоносителя, возвращаемого от i-потребителя.

При закрытой системе теплоснабжения можно считать, что Gⁱ _обр = Gⁱ _пр, тогда можно при вычислении пользоваться данными однопоточного теплосчетчика.

В реальных условиях Q_{потерь_обр} может оказаться и отрицательной величиной, когда температура воды, возвращаемой от конкретного потребителя, оказывается ниже средней температуры сетевой воды, возвращаемой на источник.

В среднем же по системе УQ_{i потерь_обр} равняется фактическим потерям в обратных трубопроводах.

Введенный в финансовые отношения с потребителями, даже с понижающими коэффициентами, показатель измеренных тепловых потерь в обратном трубопроводе обеспечит стимулирование снижения температуры обратной сетевой воды, что чрезвычайно выгодно для централизованных систем на основе ТЭЦ.

2.3 Экспериментальная часть

Целью экспериментальной работы является апробация предлагаемой методики, оценка возможности ее использования и погрешности определения тепловых потерь в тепловой сети.

На первом этапе необходимо выбрать тепловую сеть (либо участок сети) с достаточным количеством приборов учета, собрать данные по результатам измерений и оценить возможность определения тепловых потерь для данной теплосети на основании предлагаемой методики.

Анализ наличия приборов учета у потребителей ГУП «Мытищинская теплосеть» показал, что для решения поставленной задачи может быть использована только тепловая сеть г. Мытищи. Здесь с начала 90-х годов существует система сбора данных с приборов учета, установленных на центральных тепловых пунктах (ЦТП). Результаты измерения параметров теплопотребления из ЦТП поступают в диспетчерскую. За это время в базе данных накоплен значительный объем информации, которая может быть использована для определения тепловых потерь в тепловой сети на участке от РТС (котельной) до ЦТП.

Сбор данных производится с приборов учета, установленных на РТС и 37 ЦТП. В базе данных имеются следующие параметры, измеряемые на ЦТП:

o температура сетевой воды в подающем трубопроводе;

o расход подпитки в отопительный контур;

o температура сетевой воды в обратном трубопроводе;

o давление сетевой воды в обратном трубопроводе;

o температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах отопительного контура;

o давление теплоносителя в обратной линии отопительного контура;

o температура холодной воды;

o давление холодной воды;

o температура горячей воды;

o давление горячей воды;

o расход горячей воды;

o температура горячей воды в линии рециркуляции ГВС.

Из котельной в базу данных поступают результаты измерения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе и температуры наружного воздуха. Кроме того, в журнале учета котельной имеются суточные данные по расходам сетевой воды в подающем трубопроводе и подпитки, температурам сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах.

Следует обратить внимание, что на ЦТП не измеряется расход сетевой воды. Отсутствие измерений расхода сетевой воды на ЦТП существенно усложняет решение поставленной задачи.

Для анализа состояния системы измерений в Теплосети г. Мытищи получены данные за 2002 г. и за май 2003 г. с часовым временным интервалом. Исходные данные были представлены в виде таблиц в формате *.dbf. В силу того, что, вероятнее всего, при их создании использовались старые версии программы, открытие и корректная интерпретация данных посредством Microsoft Visual FoxPro 6.0 невозможна. Для того чтобы перенести данные в документ Excel, были созданы 2 скрипта. Одна программа, написанная на С++ и откомпилированная с помощью Borland C++ Builder5, запускает предоставленную программу dbf_get.exe в цикле и записывает полученные корректные данные в текстовый формат. Далее, уже в документе Excel запрашивается путь к файлу с данными и номер ЦТП, и по введенной информации программа сортирует данные, которые записаны в текстовый файл, и выдает в надлежащем виде и формате.

После обработки исходных данных, полученных с измерительных приборов, для дальнейшего (предварительного) анализа было отобрано несколько ЦТП. Для каждого ЦТП, а также для котельной, был создан файл в среде Excel, в котором размещались все исходные данные в часовом формате.

На первом этапе необходимо было получить общее представление об имеющихся данных и о надежности работы измерительной системы. Оказалось, что практически для каждого ЦТП, т.е. в каждом часовом файле, существует большое количество пропусков измеренных значений. Другими словами типичной является ситуация, когда за сутки в течение одного или нескольких часов измерительная система не функционирует, и вместо измеряемых параметров, в соответствующих ячейках размещаются цифры, не имеющие физического смысла. Обычно это было число 8.43Е-37 (компьютерный ноль). В качестве примера на рис. 7 приведен фрагмент таблицы Excel, созданной для ЦТП 100 (2/2). Здесь в течение двух часов данные со всех измерительных приборов отсутствуют.

Учитывая то, что при определении тепловых потерь часовые данные необходимо переводить в суточный или месячный формат, такие сбои в измерительной системе требуют внесения исправлений или исключения из рассмотрения тех суток, когда происходили сбои. Так как таких сбоев было достаточно много, предпочтительным представляется заполнение соответствующих ячеек данными, полученными с привлечением следующих соображений.

В данном случае речь идет о том, что температура сетевой воды, температура горячей и холодной воды в течение часа либо не изменяется, либо изменяется очень слабо, и недостающие данные можно восполнить, используя значения, полученные в ближайшие часы. Исходя из этого, все сбои в измерительной системе, при которых были утеряны данные по температурным измерениям за один или два часа, были восстановлены. Если сбой продолжался более длительное время, то соответствующие сутки исключались из рассмотрения.

Сложнее дело обстоит с восстановлением потерянных значений расхода горячей воды (Vгв). Этот параметр достаточно заметно изменяется каждый час, причем эти изменения, на первый взгляд, носят хаотичный характер. Однако более детальное рассмотрение закономерностей изменения Vгв в течение суток позволяет утверждать, что в одни и те же часы разных суток расход горячей воды примерно одинаковый. Исходя из этого, для восстановления данных по Vгв использовались результаты измерений за те же часы, но других суток.

После восстановления потерянных данных часовые значения были преобразованы в суточный формат, который и использовался для дальнейшего анализа и расчетов.

2.3.1 Определение расхода сетевой воды в подающем трубопроводе

Для определения тепловых потерь Q_{потерь пр} (ГДж/ч) в подающем трубопроводе каждого потребителя (ЦТП) используется следующая зависимость:

, (2.12)

где c_р - теплоемкость воды (c_р=4.19 кДж/(кг·єС));

G_пр - расход сетевой воды на ЦТП, т/ч;

Т_кот - температура сетевой воды в подающем трубопроводе на котельной, єС;

Т_пр - температура сетевой воды в подающем трубопроводе на ЦТП, єС.

Как следует из этой формулы для определения потерь тепла необходимо измерять не только температуру сетевой воды, но и её расход. К сожалению, ни на одном из ЦТП измерение расхода сетевой воды не производится. Для ликвидации этого пробела необходимо привлекать дополнительные соображения, в качестве которых можно рассматривать два варианта:

провести измерение расхода на ЦТП сетевой воды в подающем трубопроводе с помощью переносного расходомера;

определить расход сетевой воды, используя параметры, существующие в базе данных.

Измерения расхода с помощью переносного расходомера могут осуществляться в течение некоторого ограниченного промежутка времени. Для того чтобы получить представление о минимальном временном интервале измерений, необходимо рассмотреть некоторые особенности работы системы теплоснабжения на уровне ЦТП.

Теплоноситель из котельной поступает на ЦТП, где распределяется по теплообменникам системы централизованного отопления (ЦО) и системы горячего водоснабжения (ГВС). Основное регулирование отпуска тепла в системе отопления осуществляется изменением температуры сетевой воды на котельной. Количественное регулирование отпуска тепла с помощью изменения расхода сетевой воды через теплообменник на ЦТП не практикуется. Однако в отдельные периоды количественное регулирование все же применяется, что приводит к колебаниям расхода сетевой воды.

Последнее утверждение иллюстрирует рис. 8, на котором представлено изменение расхода сетевой воды в отопительный период 2002 г. (с 01.01.02 по 31.03.02). Эти данные были взяты из журнала учета параметров воды на котельной и представляют собой суточный расход сетевой воды в правой ветке тепловой сети.

Очевидно, что такие же значительные колебания расхода существуют и на отдельных ЦТП. Это обстоятельство накладывает существенные ограничения на возможность определения расхода с помощью переносного расходомера. Кроме того, время проведения данной работы не включает в себя отопительный период.

Исходя из вышесказанного, определять тепловые потери в отопительный период предполагается, не проводя измерений расхода сетевой воды на ЦТП, а определять его значение для каждого ЦТП пропорционально тепловой нагрузке, используя данные по расходу сетевой воды в котельной.

После отключения системы отопления расход воды в тепловой сети снижается, однако существенная неравномерность расхода сохраняется. В этот период его колебания объясняются особенностями изменения тепловой нагрузки в системе ГВС (рис. 9).

Изменение расхода тепла на подготовку горячей воды в межотопительный период связано с неравномерностью её потребления жителями и изменением температуры холодной воды Т_хв. Расход горячей воды (V_гв) заметно изменяется в течение суток, достигая максимума в утренние и вечерние часы и снижаясь почти до нуля ночью. Кроме того, потребление горячей воды изменяется в течение недели, увеличиваясь в выходные дни.

Температура холодной воды изменяется от 7ч9 єС в начале летнего периода до 15ч20 єС (в зависимости от водозабора) в июле. В этот же период может изменяться и расход горячей воды из-за сезонной миграции населения.

Все это приводит к тому, что тепловая нагрузка в системе ГВС, а вместе с ней и расход сетевой воды, имеют суточную, недельную и сезонную неравномерность (рис. 9.). В этих условиях для получения достоверных данных о расходе сетевой воды в этот период необходимо проводить измерения на ЦТП в течение срока не менее, чем одна неделя и такие измерения в летний период надо проводить не менее трех раз: в начале, середине и конце межотопительного периода.

Для того чтобы осуществить подобные измерения на нескольких ЦТП необходимо иметь несколько переносных расходомеров, а период сбора данных растягивается на весь летний сезон. Поэтому оправданной является попытка определения расхода сетевой воды косвенным путем, используя уже существующие данные.

Тепловой баланс для ЦТП в межотопительный период может быть записан следующим образом:

, (2.13)

где Т_обр - температура сетевой воды в обратном трубопроводе на ЦТП;

G_гв - расход горячей воды;

Т_гв - температура горячей воды;

Т_хв - температура холодной воды;

Q_{тр. ЦТП} - потери тепла в трубопроводах на ЦТП.

Здесь Q_{тр. ЦТП} включают в себя потери тепла от места измерения температур Т_пр и Т_обр до теплообменника ГВС, а также потери в линии рециркуляции. Учитывая, что протяженность линии рециркуляции значительно превосходит протяженность остальных трубопроводов, можно с достаточной точностью определять Q_{тр. ЦТП} по формуле:

(2.14)

где G_рец - расход воды в линии рециркуляции ГВС;

Т_рец - температура горячей воды в линии рециркуляции ГВС.

В этом случае для определения G_пр по уравнению теплового баланса для ЦТП не хватает экспериментальных данных по расходу воды в линии рециркуляции G_рец. Значение этого расхода зависит от сопротивления трубопроводов системы ГВС, включающих в себя трубопроводы подачи горячей воды от ЦТП к потребителям и трубопроводы обратной воды на ЦТП, а также от водоразбора. Обычно расход G_рец может изменяться достаточно не регулярным образом. Однако эти изменения мало сказываются на потерях тепла в трубопроводах системы ГВС. Потери тепла определяются, главным образом, протяженностью трубопроводов, состоянием тепловой изоляции и температурой Т_гв. Температура горячей воды поддерживается постоянной, и, если трубопроводы системы ГВС за рассматриваемый период не подвергались модернизации, то можно считать потери Q_{тр. ЦТП} величиной постоянной. В этом случае для её определения на ЦТП достаточно провести измерения G_рец переносным расходомером в течение одного или нескольких дней и, получив значения Q_{тр. ЦТП}, распространить их на весь летний период.

Если в уравнении теплового баланса для ЦТП пренебречь величиной Q_{тр. ЦТП}, то определенный таким образом расход сетевой воды будет несколько занижен и, следовательно, занижены будут потери тепла в сетевом трубопроводе. Для проведения расчетов в этом приближении были выбраны ЦТП, подключенные к правой ветке тепловой сети, на которых производились измерения всех необходимых параметров, входящих в формулу теплового баланса для ЦТП. Этому требованию соответствовали данные, полученные со следующих ЦТП:

ЦТП 103 (11);

ЦТП 101 (2/1);

ЦТП 100 (2/2);

ЦТП 121 (7/2);

ЦТП 122 (7/2);

Расчеты проводились по данным, полученным в мае 2002 г. В этом году отопительный период закончился в конце апреля, а в начале июня котельная была остановлена для профилактических ремонтных работ.

На рис. 10 представлены данные о суточном расходе сетевой воды на указанных ЦТП в мае 2002 г.

Отсутствие данных на некоторых ЦТП в отдельные периоды объясняется сбоями в работе измерительной системы.

2.3.2 Температура сетевой воды в подающем трубопроводе

Температура сетевой воды в подающем трубопроводе измеряется на котельной и всех ЦТП. В качестве примера на рис. 11 представлено изменение Т_пр на нескольких ЦТП в течение мая 2002 г.

Здесь же показано, как изменялась в этот период температура сетевой воды в подающем трубопроводе на котельной (Т_кот). Из этого рисунка можно сделать вывод, что температурные измерения в рассматриваемый период хорошо отражают реальную физическую картину. Температура на всех ЦТП ниже температуры на котельной, а характер её изменения везде одинаковый.

2.3.3 Потери тепла в трубопроводах

Потери тепла в подающем трубопроводе Q_{потерь пр} (ГДж/сут) для каждого ЦТП определяются по формуле

, (2.15)

где c_р - теплоемкость воды (c_р=4.19 кДж/(кг·єС));

G_пр - расход сетевой воды на ЦТП, т/ч;

Т_кот - температура сетевой воды в подающем трубопроводе в котельной, єС;

Т_пр - температура сетевой воды в подающем трубопроводе на ЦТП, єС.

Здесь расход сетевой воды на ЦТП определялся по уравнению теплового баланса для ЦТП без учета Q_{тр. ЦТП}.

Кроме того, для каждого ЦТП был определен расход тепла в системе ГВС Q_ГВС (ГДж/сут) без учета потерь в линии рециркуляции ГВС

, (2.16)

где c_р - теплоемкость воды (c_р=4.19 кДж/(кг·єС));

G_гв - расход горячей воды, т/ч;

Т_гв - температура горячей воды, єС;

Т_хв - температура холодной воды, єС.

Таким образом, можно определить относительные потери ж (%) в подающем трубопроводе

(2.17)

Полученные результаты представлены на рис. 12 ч 18.

2.3.4 Выводы по экспериментальной части

На примере экспериментальных исследований, выполненных на трубопроводах ГУП «Мытищинская Теплосеть» можно сделать следующие выводы:

1. Имеющиеся данные со стационарных приборов учета позволяют определить тепловые потери в трубопроводах с достаточной достоверностью в летний период.

2. Для уточнения тепловых потерь в летний период необходимо дополнительно провести измерения расхода воды в линии рециркуляции ГВС на нескольких ЦТП.

3. При наличии данных о величине расхода прямой сетевой воды на ЦТП можно с достаточной точностью определить фактические потери тепла через тепловую изоляцию трубопроводов в отопительный период.