Разработка типовой методики оценки состояния системы теплоснабжения

4. На следующих этапах работы апробацию методики можно производить по данным за межотопительный период.

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

В настоящем разделе технического отчета представлены результаты работы по проверке «Методики определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов централизованного теплоснабжения». При проведении расчетов были использованы материалы по определению нормативных тепловых потерь, представленные в [2].

Кроме того, в ходе работы выполнен сравнительный анализ методик определения тепловых потерь, изложенных в настоящем отчете и [2]. Следует отметить, что методы определения тепловых потерь, изложенные выше и в [2], имеют принципиальные отличия. В [2] приводится методика испытаний тепловых сетей, целью которых является определение тепловых потерь в трубопроводах. При проведении испытаний предполагается широкое использование установленных у абонентов сети приборов учета, а также накладных ультразвуковых расходомеров. Использование этих измерительных устройств позволяет провести испытание не отдельного участка сети, как это предполагалось в разработанных ранее ОРГРЭС «Методических указаниях по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях», а сразу нескольких участков или всей сети в зависимости от количества имеющихся измерительных приборов.

При проведении таких испытаний нет необходимости отключать потребителей от сети, хотя некоторые изменения в ее работу все же вносятся. В частности, рекомендуется закрывать задвижки в перемычках, образующих «кольца» в сети, отключать регуляторы температуры горячей воды в системе ГВС у наиболее крупных потребителей.

Несмотря на очевидные достоинства предлагаемого в [2] метода определения тепловых потерь все же стоит отметить, что проведение в полном объеме испытаний представляет собой достаточно трудоемкую задачу. Использование для измерения расхода теплоносителя накладных расходомеров ограничено отсутствием прямых участков в тепловых камерах, точностью измерения и высокой стоимостью этих приборов. Теплосчетчики, установленные у абонентов, часто имеют только часовой «архив» (суточный и месячный «архивы» для таких испытаний не подходят вовсе) и их данные не могут быть использованы при проведении измерений с интервалом времени не реже, чем 10 минут (такой интервал измерений рекомендуется в [2]). В этом случае для сбора данных с тепловычислителей теплосчетчиков во время испытаний потребуется большое количество обслуживающего персонала.

Учитывая вышесказанное, вполне естественным является стремление разработать метод определения тепловых потерь без проведения трудоемких и дорогостоящих испытаний, а использовать только возможности стационарной измерительной аппаратуры, установленной на источнике тепла и у абонентов.

2.4.1 Характеристика рассматриваемой тепловой сети

Для апробации методики определения фактических тепловых потерь был выбран участок тепловой сети, питающийся от правой ветки РТС г. Мытищи. Так как данные по параметрам теплоносителя имеются только на ЦТП, то в дальнейшем в качестве потребителя тепловой энергии условно рассматривается именно ЦТП.

Принципиальная схема, рассматриваемого участка тепловой сети представлена на рис.19. Здесь потребители и все узловые точки (тепловые камеры и смотровые колодцы) расположены в масштабе относительно РТС, а соединяющие их трубопроводы спрямлены. Конфигурация сети соответствует ее состоянию на май 2003 г. Для упрощения восприятия направления течения теплоносителя кольцевые связи не показаны. Всего на данном участке тепловой сети находится 26 потребителей тепловой энергии (24 ЦТП и 2 ИТП). Наименование ЦТП и ИТП, представленных на рис.19, соответствует их маркировке в базе данных ГУП «Мытищинская Теплосеть», а нумерация тепловых камер выполнена произвольно, исходя из удобства выполнения расчетов. Геометрические параметры рассматриваемого участка тепловой сети представлены в табл. Пр. 1 Приложения 1.

В табл. Пр. 2 Приложения 2 представлены расстояния от источника до потребителя, которые получены суммированием расстояний между отдельными узлами в табл. Пр. 1 Приложения 1. Кроме того, здесь приводятся средние за май 2003 г. значения температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах, которые получены по измерениям стационарными приборами. Следует отметить, что в табл. Пр. 2 Приложения 2 потребители расположены по мере удаленности от источника (РТС).

Как указывалось ранее, на выбранном участке тепловой сети г. Мытищи расход сетевой воды в подающем трубопроводе на ЦТП не измеряется. В связи с чем, на семи ЦТП (5/2, 10, 11, 7/2, 2/1, 6/3, 2/2) произведены переносным расходомером дополнительные измерения расхода в линии рециркуляции ГВС, что позволило определить потери тепла (ГДж/ч) в линии рециркуляции ГВС

_(2.18)

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

G_рец - расход воды в линии рециркуляции ГВС, т/ч;

Т_гв - температура горячей воды на ЦТП, єС;

Т_рец - температура воды в линии рециркуляции ГВС на ЦТП, єС.

Далее, используя имеющиеся результаты измерения стационарными приборами, можно определить расход сетевой воды G_пр, т/ч, на ЦТП

(2.19)

где G_гв - расход горячей воды, т/ч;

Т_хв - температура холодной воды на ЦТП, єС;

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

Т_обр - температура сетевой воды в обратном трубопроводе на ЦТП, єС.

Полученные значения расходов сетевой воды для семи ЦТП представлены в табл. Пр. 2 приложения 2. Здесь и на рис.19, указанные ЦТП выделены красным цветом. В дальнейших расчетах они считаются базовыми, как ЦТП имеющие приборы учета.

Представленные в табл. Пр. 2 Приложения 2 средние за май 2003 г. температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах позволяют для 19 ЦТП определить коэффициент относительных тепловых потерь ж (%) в подающем трубопроводе, который равняется отношению тепловых потерь в подающем трубопроводе к тепловой нагрузке данного ЦТП

(2.20)

где - тепловые потери в подающем трубопроводе, ГДж/мес;

Q_ЦТП - тепловая нагрузка ЦТП, ГДж/мес;

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

Т_кот - средняя за месяц температура сетевой воды в подающем трубопроводе на РТС, єС;

Т_пр - средняя за месяц температура сетевой воды в подающем трубопроводе на ЦТП, єС;

Т_обр - средняя за месяц температура сетевой воды в обратном трубопроводе на ЦТП, єС.

Полученные по (2.20) значения относительных потерь тепла в подающих трубопроводах представлены в табл. Пр. 2 Приложения 2 и на рис.20. Следует отметить, что на рис.20 потребители расположены по мере увеличения расстояния от источника тепла (РТС) и какая-либо корреляция между относительными потерями тепла и удаленностью от РТС отсутствует. Это объясняется тем, что даже если потребители расположены на одинаковом расстоянии от источника тепла (на одном и том же участке тепловой сети) и падения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе для них одинаковы, теплосъем может существенно отличаться из-за разных значений температуры теплоносителя в обратном трубопроводе на выходе из ЦТП, а соответственно и значения ж могут быть различными. Тем не менее, относительные потери тепла в подающем трубопроводе служат критерием эффективности использования тепловой энергии потребителем.

2.4.2 Определение тепловых потерь

2.4.2.1 Определение тепловых потерь по Методике

На первом этапе определение тепловых потерь проводилось в полном соответствии с Методикой, изложенной выше, с использованием экспериментальных данных, о которых говорилось в предыдущем разделе.

1. Для каждого ЦТП, где известен расход сетевой воды, определялся поток тепла (ГДж/мес) по подающему трубопроводу

(2.21)

где - расход сетевой воды на ЦТП, т/час;

- температура сетевой воды в подающем трубопроводе на ЦТП, єC.

2. Аналогично на источнике тепла (РТС) определялся поток тепла (ГДж/мес) отнесенный к i-му ЦТП

(2.22)

где - температура сетевой воды в подающем трубопроводе на РТС, єC.

3. Тепловые потери через тепловую изоляцию подающего трубопровода (ГДж/мес), отнесенные к i-му ЦТП, определялись по формуле

(2.23)

4. Суммарные тепловые потери (ГДж/мес) в подающих трубопроводах для ЦТП с известным расходом сетевой воды

(2.24)

5. Средние удельные тепловые потери сети (ГДж/(т·км)) в подающих трубопроводах

(2.25)

где l_i - наименьшее расстояние по сети от источника теплоты (РТС) до i-го потребителя (ЦТП), км.

6. Расход сетевой воды (т/мес) для ЦТП, не имеющих приборов учета

(2.26)

где - расход сетевой воды в подающем трубопроводе на РТС, т/мес;

- подпитка теплосети на РТС, т/мес.

7. Расход теплоносителя в подающем трубопроводе для каждого j-потребителя, не имеющего приборов учета, определяется путем распределения общего расхода по потребителям пропорционально среднесуточной подключенной нагрузке (см. табл. Пр. 2 Приложения 2). В данном случае использовался нормативный расход тепла в системе ГВС.

8. Средние тепловые потери через тепловую изоляцию в подающем трубопроводе (ГДж/мес), отнесенные к j- потребителю без приборов учета

(2.27)

где - расход сетевой воды на ЦТП без приборов учета, т/мес;

l^j - наименьшее расстояние по сети от РТС до j-го ЦТП без приборов учета, км.

9. Суммарные тепловые потери (ГДж/мес) в подающих трубопроводах потребителей, не имеющих приборов учета

(2.28)

10. Суммарные тепловые потери Q_{потерь пр} (ГДж/мес) во всех подающих трубопроводах

(2.29)

11. Тепловые потери в обратных трубопроводах Q_{потерь обр} (ГДж/мес) определяются, используя значения нормативных тепловых потерь в подающем и обратном трубопроводах

(2.30)

где - нормативные тепловые потери в обратных трубопроводах, ГДж/мес;

- нормативные тепловые потери в подающих трубопроводах, ГДж/мес.

Нормативные тепловые потери для рассматриваемого периода (май 2003 г.) в подающем и обратном трубопроводах определялись по методике, изложенной в [2].

12. Общие тепловые потери Q_потерь (ГДж/мес) в сети

(2.31)

Результаты расчета сведены в две таблицы. В табл. Пр. 3 Приложения 3 представлены данные для отдельных потребителей, а в табл. Пр. 4 Приложения 4 - итоговые значения расходных и энергетических параметров по всем потребителям. Ранее уже отмечалось, что у большинства потребителей (ЦТП) рассматриваемого участка тепловой сети измеряется температура сетевой воды в подающем трубопроводе. Получив расчетным путем потери тепла в подающей линии теплосети и зная расход сетевой воды, нетрудно определить расчетную температуру сетевой воды в подающем трубопроводе. На рис. 21 представлены соответствующие данные. Красным цветом выделены расчетные значения Т_пр, синим цветом - измеренные. На горизонтальной оси указано название ЦТП. Данные расположены в порядке убывания измеренного значения Т_пр.

Очевидно, что ожидать полного совпадения расчетных и измеренных значений температуры не следует, однако для некоторых ЦТП разница между измеренным и расчетным значениями выглядит весьма существенной. Особенно выделяются ЦТП 5/1, 15, 8а, 1 и «Моники». Одной из возможных причин может быть систематическая погрешность измерений, но предполагать наличие таких больших неточностей измерений для пяти ЦТП из двадцати представляется необоснованным. По словам работников Теплосети г. Мытищи, на ЦТП «Моники» температура сетевой воды в подающем трубопроводе действительно низкая и объясняется это удаленностью ЦТП от магистральных трубопроводов.

На ЦТП 15 и 1, как следует из табл. Пр. 2 Приложения 2, низкое потребление тепла на ГВС в летний период. Как следствие этого в трубопроводах, подающих воду из магистрального трубопровода на ЦТП (участок от ТК 6 до ЦТП 15 и от ТК 9 до ЦТП 1 на рис. 19), скорость движения теплоносителя ниже, чем расчетная, вследствие чего, измеренное значение температуры воды получается меньше расчетного для ЦТП 15 на 2.7 ^оС, а для ЦТП 1 на 4.3 ^оС.

Для того чтобы более ясно представить возникшую проблему рассмотрим простейшую однотрубную модель тепловой сети (см. рис. 22), которая имеет двух подключенных потребителей. У первого потребителя установлены приборы учета, у второго - нет. Требуется определить потери тепла у второго потребителя.

Запишем уравнения, которые достаточно точно позволяют определять тепловые потери. Для первого потребителя уравнение имеет вид:

_(2.32)

Аналогично для второго потребителя:

(2.33)

где: Т_пр.ср - средняя температура сетевой воды в подающем трубопроводе;

Т_окр - температура окружающей среды;

Т_ср1, Т_ср2 - средняя температура сетевой воды в ответвлениях от подающего магистрального трубопровода соответственно к первому и второму потребителям;

R₀, R₁, R₂ - термическое сопротивление цепи теплоноситель - окружающая среда для магистрального трубопровода, и отводящих трубопроводов к первому и второму потребителям;

L₀, l₀₁, l₀₂ - длина магистрального и отводящих трубопроводов к первому и второму потребителям;

G₀, G₁, G₂ - расход теплоносителя через соответствующие участки трубопроводов.

Рис. 22. Простейшая однотрубная модель тепловой сети

Так как у первого потребителя стоят приборы учета, то для него величина Q₁ известна, и, следуя Методике, можно определить удельные тепловые потери q_{потерь пр}:

(2.34)

где l₁ - расстояние от источника тепла до первого потребителя.

Далее определяется величина тепловых потерь Q_2м для второго потребителя по Методике:

(2.35)

где l₂ - расстояние от источника до второго потребителя.

Сравнивая выражения для Q₂ и Q_2м и принимая для простоты l₀₁=l₀₂, l₁=l₂, R₁=R₂, можно сделать следующий вывод: использование настоящего метода может привести к большим искажениям в определении той доли тепловых потерь, которая приходится на трубопровод, подающий теплоноситель от магистрального трубопровода к отдельному потребителю (ответвление от магистрального трубопровода на ЦТП).

В рассмотренном примере эти потери для второго потребителя отличаются

от истинных в раз и в ситуации, когда G₁ и G₂ сильно различаются, мы получим искаженные значения тепловых потерь в ответвлении от магистрального трубопровода у второго потребителя. Если этот потребитель расположен не далеко от РТС (ЦТП 15, ЦТП 1) или имеет длинное ответвление (ЦТП «Моники»), то это может значительно исказить и величину суммарных потерь в подающем трубопроводе для данного потребителя.

2.4.2.2 Коррекция Методики с учетом влияния ответвлений от магистральных трубопроводов

Учитывая вышесказанное, была проведена коррекция Методики, которая заключается в следующем.

Определяются тепловые потери (ГДж/мес) через тепловую изоляцию подающего трубопровода, отнесенные к i-му ЦТП, за вычетом потерь в ответвлении от магистрального трубопровода, т.е потери в трубопроводе от источника тепла (РТС) до той тепловой камеры, из которой идет ответвление к данному ЦТП (тепловые потери в магистральном подающем трубопроводе)

(2.36)

В первом приближении потери в ответвлении от магистрального трубопровода принимаются равными нормативным потерям тепла:

(2.37)

Суммарные тепловые потери (ГДж) в магистральных подающих трубопроводах для всех абонентов с приборами учета:

(2.38)

Средние удельные тепловые потери сети (ГДж/(т·км)) в подающих трубопроводах

(2.39)

При определении величины q_{потерь пр} в качестве длины l_i берется наименьшее расстояние до ответвления от магистрального трубопровода на ЦТП, т.е от источника тепла (РТС) до соответствующей тепловой камеры.

При определении тепловых потерь (ГДж/мес) у потребителей без приборов учета используется соотношение

, (2.40)

где l_j - наименьшее расстояние от источника (РТС) до ответвления на j-ое ЦТП без приборов учета, км.

После определения тепловых потерь в подающем трубопроводе для всех потребителей определяется отношение этих тепловых потерь к нормативным тепловым потерям в подающем трубопроводе

(2.41)

и весь расчет проводится еще раз, причем потери в ответвлениях от магистральных трубопроводов определяются по формуле

(2.42)

Результаты этого расчета, как и в предыдущем случае, сведены в две таблицы. В табл. Пр.5 Приложения 5 представлены данные для отдельных потребителей, а в табл. Пр. 6 Приложения 6 - итоговые значения расходных и энергетических параметров по всем потребителям.

Результаты расчета температуры сетевой воды в подающем трубопроводе с учетом внесенных в методику изменений представлены на рис. 23.

Как следует из сравнения рис. 21 и рис. 23 для всех проблемных ЦТП (ЦТП 5/1, 8а, 1 и «Моники»), кроме ЦТП 15, расчетные и измеренные значения Т_пр сблизились. Для всех остальных ЦТП практически ничего не изменилось.

Очень сильное отличие расчетного значения температуры на ЦТП 15 от измеренного может быть следствием либо неточных измерений штатным термодатчиком, либо погрешностью при определении расчетного расхода сетевой воды на этом ЦТП. Для уточнения причины на этом ЦТП были проведены контрольные измерения температуры теплоносителя в подающем трубопроводе. Полученные результаты позволили сделать вывод, что штатные измерения осуществляются правильно, а главной причиной заниженного расчетного значения температуры является неточное определение расхода теплоносителя. Это же подтверждает и то, что по имеющимся в теплосети экспериментальным данным температура сетевой воды в обратном трубопроводе на ЦТП 15 значительно превосходит соответствующую температуру у других потребителей (см. табл. Пр. 2 Приложения 2).

Предполагая, что присоединенная нагрузка для этого ЦТП совпадает с реальной и, используя измеренные значения температуры воды в подающем и обратном трубопроводах, по уравнению теплового баланса можно получить уточненную величину расхода теплоносителя на этом ЦТП и заново определить температуру теплоносителя Т_пр. После проведения соответствующих расчетов ее новое значение равняется 65.9 єС, что очень близко к измеренному значению. При этом абсолютная величина тепловых потерь и присоединенная тепловая нагрузка для этого ЦТП настолько малы (см. табл. Пр. 5 Приложения 5), что уточнение этих значений никак не сказывается на результатах расчета для других ЦТП.

Если бы целью данной работы являлось расчетное определение температуры теплоносителя в подающем трубопроводе для каждого ЦТП, то полученные результаты могли быть признаны вполне удовлетворительными. Учитывая простоту расчетной модели, а также погрешность измерений, расхождение расчетного и измеренного значений температуры в пределах 1 єС не вызывает удивления. Однако главная задача заключается в определении тепловых потерь, и в этом случае даже небольшая погрешность в определении Т_пр может вызывать заметное отклонение реальных тепловых потерь от расчетных.

На рис. 24 представлены данные по тепловым потерям в подающем трубопроводе для тех ЦТП, где измеряется температура теплоносителя. Тепловые потери были определены по расчетным значениям Т_пр (красный цвет) и по измеренным значениям Т_пр (синий цвет). Расход теплоносителя и в том и в другом случае принимался одинаковый: расчетный для тех ЦТП, где он не измерялся и измеренный, где были проведены соответствующие измерения.

На отдельных ЦТП расхождение между расчетными и измеренными значениями тепловых потерь весьма значительно. Основными причинами этого являются как недостатки расчетного метода, так и погрешность измерений температуры теплоносителя. Ранее уже отмечалось, что распределение расхода теплоносителя по потребителям пропорционально присоединенной нагрузке носит приближенный характер. Ошибка в определении расхода может сильно повлиять на расчетное значение температуры теплоносителя, что особенно ярко проявилось для рассматриваемой тепловой сети на ЦТП 15. Очевидно также, что расчетным методом невозможно учесть индивидуальные особенности отдельных участков теплосети, такие как состояние теплоизоляции, состояние грунта. Если к этому добавить погрешность измерения разницы температур на источнике тепла и у потребителя, то полученные расхождения в значениях тепловых потерь на отдельных ЦТП становятся вполне объяснимыми.

Влияние указанных недостатков носит случайный характер и может привести как к завышению тепловых потерь у потребителя, так и к занижению. В этих условиях потери во всей тепловой сети определяются значительно точнее. Если просуммировать расчетные и измеренные тепловые потери для представленных на рис. 24 ЦТП, то разница между полученными значениями составит всего 4.5% от измеренных тепловых потерь.

Кроме того, как было показано на примере ЦТП 15, и для отдельных потребителей можно существенно улучшить получаемые результаты, не проводя трудоемких дополнительных измерений.



2.4.2.3 Коррекция Методики по времени движения теплоносителя от источника к потребителю

Расстояние от источника до потребителя не является основным параметром, влияющим на тепловые потери в сети. Падение температуры теплоносителя определяется расстоянием только в пределах магистрали, а в ответвлениях от магистральных трубопроводов существенное влияние оказывает время движения теплоносителя по трубопроводу. В качестве примера на рис. 25 представлены измеренные значения Т_кот-Т_пр, где потребители (ЦТП) расположены по мере удаленности от источника тепла (РТС). Здесь отчетливо видно, что падение температуры сетевой воды в подающем трубопроводе не зависит от удаленности ЦТП от РТС (аппроксимирующая кривая является горизонтальной линией). На рис. 26 ЦТП расположены по времени движения теплоносителя от РТС к данному ЦТП. Отсюда видно, что с увеличением времени Т_кот-Т_пр возрастает, и несмотря на существующий разброс точек закономерность изменения Т_кот-Т_пр отчетливо видна. Здесь же приведены расчетные значения Т_кот-Т_пр. Полученные результаты можно проанализировать сравнением ЦТП 7/1 и «Моники». Падение температуры сетевой воды в подающем трубопроводе составляет для них 2.2 и 6.4 єC соответственно. В то время, как расстояние от РТС практически одинаковое: 1675 и 1721 м (см. табл. Пр.2 Приложения 2). Такая большая разница в измеренных значениях Т_кот-Т_пр объясняется тем, что время движения теплоносителя от РТС до ЦТП Моники составляет 7955 с, а до ЦТП 7/1 3235 с, поэтому и падение температуры для ЦТП «Моники» практически в 3 раза выше.

В связи с вышесказанным, кроме метода, изложенного в разделе 2.4.2.2, можно предложить другой метод определения потерь в тепловой сети, основанный на зависимости потерь от времени движения теплоносителя от источника к потребителю:

1. Для каждого ЦТП, где известен расход сетевой воды, определялся поток тепла (ГДж/мес) по подающему трубопроводу

(2.43)

где - расход сетевой воды на ЦТП, т/час;

- температура сетевой воды в подающем трубопроводе на ЦТП, єC.

2. Аналогично на источнике теплоты (РТС) определялся поток тепла (ГДж/мес), отнесенный к i-му ЦТП

(2.44)

где - температура сетевой воды в подающем трубопроводе на РТС, єC.

3. Тепловые потери через изоляцию подающего трубопровода (ГДж/мес), отнесенные к i-му ЦТП определялись по формуле

(2.45)

4. Суммарные тепловые потери (ГДж/мес) в подающих трубопроводах для ЦТП с известным расходом сетевой воды

(2.46)

5. Расход сетевой воды (т/мес) для ЦТП, не имеющих приборов учета

(2.47)

где - расход сетевой воды в подающем трубопроводе на РТС, т/мес;

- подпитка теплосети на РТС, т/мес.

6. Расход теплоносителя в подающем трубопроводе для каждого j-потребителя, не имеющего приборов учета, определяется путем распределения общего расхода по потребителям пропорционально среднесуточной подключенной нагрузке (см. табл. Пр.2 Приложения 2). В данном случае используется нормативный расход теплоты в системе ГВС.

7. Определяется время движения теплоносителя ф (с) от источника до каждого из потребителей

(2.48)

где время движения теплоносителя на однородном участке тепловой сети, с.

Однородный участок тепловой сети - это участок, на котором не меняется расход теплоносителя и диаметр трубопровода, т.е. обеспечивается постоянство скорости теплоносителя.

l_k - длина однородного участка, м;

C_k - скорость теплоносителя на однородном участке, м/с;

с - плотность теплоносителя, кг/м³;

F_k - площадь прохода трубопровода на однородном участке, м²;

G_k - расход теплоносителя на однородном участке, кг/с.

8. Средние удельные тепловые потери сети q_{потерь пр} (ГДж/(т·с)) в подающих трубопроводах

(2.49)

где фⁱ - время движения теплоносителя по подающему трубопроводу от источника теплоты (РТС) до i-го потребителя с приборами учета (ЦТП), с.

9. Средние тепловые потери через изоляцию в подающем трубопроводе (ГДж/мес), отнесенные к j- потребителю без приборов учета

, (2.50)

где ф^j - время движения теплоносителя по наименьшему расстоянию от РТС до j-го ЦТП без приборов учета (см. табл. Пр.7 Приложения 7), с.

10. Суммарные тепловые потери (ГДж/мес) в подающих трубопроводах потребителей, не имеющих приборов учета

(2.51)

11. Суммарные тепловые потери Q_{потерь пр} (ГДж/мес) во всех подающих трубопроводах

(2.52)

Результаты расчета для отдельных потребителей представлены в табл. Пр. 7 Приложения 7. Отличие суммарных измеренных и расчетных значений тепловых потерь для всей сети составило 3%. Расчетные и измеренные значения температуры сетевой воды в подающих трубопроводах представлены на рис. 27. Следует отметить, что полученные результаты практически не отличаются от данных, приведенных на рис. 23. Только для двух потребителей (ЦТП 1 и «Моники») погрешность расчета несколько выше.

2.4.2.4 Заключение по проверке методики

Апробация «Методики определения фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов централизованного теплоснабжения» на примере участка тепловой сети г. Мытищи позволяет сделать следующие выводы:

1. Суммарные тепловые потери в подающих магистральных трубопроводах по разрабатываемой Методике определяются с достаточной точностью. Отличие суммарных измеренных и расчетных значений тепловых потерь в магистральных трубопроводах составило 5.3 %.

2. Для отдельных потребителей расчетные и измеренные значения тепловых потерь в подающих магистральных трубопроводах могут отличаться в 1.5-2 раза.

3. Расчетные тепловые потери в ответвлениях от магистральных трубопроводов к потребителям по Методике определяются с большой погрешностью. В связи с чем, отличие суммарных измеренных и расчетных значений тепловых потерь для всей сети составило 7.8 %.

4. Для отдельных потребителей, удаленных от магистральных трубопроводов (имеющих протяженное ответвление), расчетные и измеренные значения тепловых потерь в подающих магистральных трубопроводах могут отличаться в 2-4 раза.

5. Коррекция разрабатываемой Методики с уточнением расчета тепловых потерь в ответвлениях от магистральных трубопроводов позволила снизить погрешность определения тепловых потерь, как для всей сети в целом, так и для отдельных потребителей. В результате отличие суммарных измеренных и расчетных значений тепловых потерь для всей сети составило 4.5 %. Для отдельных потребителей расчетные и измеренные значения тепловых потерь в подающих трубопроводах отличаются не более, чем в 1.5 раза.

6. Коррекция Методики с определением средних удельных тепловых потерь через тепловую изоляцию в подающих трубопроводах по формуле:

позволила снизить погрешность определения тепловых потерь, как для всей сети в целом, так и для отдельных потребителей. В результате отличие суммарных измеренных и расчетных значений тепловых потерь для всей сети составило 3%. Для отдельных потребителей расчетные и измеренные значения тепловых потерь в подающих трубопроводах отличаются не более, чем в 2 раза.

7. В заключение следует отметить, что Методика c учетом коррекции, представленной в настоящем отчете, позволяет определять фактические тепловые потери в сети с достаточной точностью.

3. Общие выводы

В первой части отчета представлена «Методика оценки эффективности эксплуатации тепловых сетей». Для оценки режима работы тепловой сети предложен коэффициент эффективности эксплуатации - общий показатель эффективности работы теплосети, позволяющий наиболее полно и точно оценить ее режим по передаче теплоты. Данная Методика может быть рекомендована для применения всеми теплоснабжающими организациями Российской Федерации.

Представленная во второй части отчета «Методика определения тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов централизованного теплоснабжения» не требует трудоемких и дорогостоящих испытаний, изменения схемы и режимов эксплуатации тепловой сети. При осуществлении данного метода используется только стационарная измерительная аппаратура, установленная у потребителей, а также на источнике тепла, которая сможет уверенно обеспечить достаточную достоверность результатов.

Необходимо утвердить экспериментальную Методику для практического использования изложенного метода и реализовать ее при проведении обследований на тепловых сетях теплоснабжающих организаций РФ. Данная Методика может быть рекомендована к применению в течение двух текущих лет (2003 - 2005 г.г.) с целью окончательной апробации при выполнении обследований трубопроводов тепловых сетей. Рекомендуется выполнить «пилотные» проекты по определению фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию в системах централизованного теплоснабжения предприятий ГУП «Мостеплоэнерго» и Московской области.

Список использованных источников

1. Определение фактических тепловых потерь через теплоизоляцию в сетях централизованного теплоснабжения /В.Г. Семенов/. - М.: Новости теплоснабжения, 2003, №4.

2. Методика испытаний водяных тепловых сетей на тепловые потери без нарушения режимов их эксплуатации. - М.: ВТИ, 2000.

3. Технический отчет. Определение фактических тепловых потерь через теплоизоляцию в сетях централизованного теплоснабжения. Этап I. - М.: НПК «Вектор», 2003.

4. Некоторые особенности оценки работы теплосети /Г.А. Рябцев, В.И. Рябцев/. - М.: Новости теплоснабжения, 2002, № 6.

5. Определение значений нормативной температуры обратной сетевой воды в нерасчётном режиме /Г.А. Рябцев, В.И. Рябцев/. - М.: Новости теплоснабжения, 2001, № 3.

6. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. Справочник / Манюк В. И., Каплинский Я. И., Хиж Э. Б., Манюк А. И., Ильин В. К./ - М.: Стройиздат, 1988.

7. СНиП 2.04.14-88^*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов, М., Госстрой России, 1999.

8. Разработка концепции развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу, - М.: МЭИ, 2001.

Приложения

Приложение 1



Приложение 2

Размещено на Allbest.ru