|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Экспериментальное обследование участков тепловой сети в рамках проекта пвжф в гг. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Макаров А.А. НП «Региональный центр энергоэффективности Московской области» В статье рассматривается принцип построения единой городской автоматизированной диспетчерской сети учета потребления энергоресурсов жилищно-коммунальным хозяйством города Краснознаменска. Автоматизация процессов управления, контроля и учета в ЖКХ потребовала разработки основных принципов построения единой городской информационной сети. Являясь по сути своей корпоративной, АСУ ЖКХ по конструктивному исполнению может иметь отдельную выделенную сеть, что будет весьма не эффективно, а может входить составной частью в единую городскую информационную сеть, являющуюся собственностью местной власти. Мы пошли по второму пути, что не исключает возможности МУП(ам) и иным структурам иметь свои локальные, зачастую выделенные сети. Этот подход нашел свое отражение в аванпроекте единого городского информационного пространства города и техническом задании на проектирование ГИС. Обе работы успешно выполнены и включены в план капитального строительства для исполнения по мере мобилизации финансовых ресурсов. На март 2001 года выполнены целый ряд пилотных проектов, позволивших убедиться в правильности выбранных решений и рассчитать ожидаемую эффективность конкретных приложений АСУ ЖКХ (приборный учет домовой и по квартирный, дистанционное управление и контроль за работой инженерных систем жилых домов и других объектов бюджетной сферы, расчетно- кассовый центр, АТС на 5000 номеров с радиорелейным выходом на провайдера «Телмос» в Москве). В основе принятых решений лежит принцип вертикальной иерархии прохождения информации от периферийных устройств технологических процессов до ЕДДС, осуществляющей непрерывный контроль за жизнедеятельностью всей городской инфраструктуры и внешнюю связь с региональным и федеральным уровнями в режиме реального времени. При этом ответственность за полноту и своевременность принимаемых решений, осуществляемых как в обычном, так и автоматическом режиме, не только не снижается, а становится более объективной, своевременной и адресной. Прохождение информации в необходимом объеме архивируется и позволяет делать выборочный или сплошной анализ ситуации. Непосредственно в ЖКХ АСУ выстроено по схеме: На уровне УЭГХ: - центральный диспетчерский пункт ЖКХ – круглосуточно отслеживает работы МУП в штатном режиме, контролирует действия его руководства в нештатных ситуациях, организует взаимодействия МУП(ов), не вмешиваясь в управление технологическими процессами на предприятиях, систематизирует заранее унифицированную информацию и подготавливает материал, в том числе аналитический для руководства управления и ЕДДС. Второе независимое направление: - расчетный центр и кассовые терминалы, куда поступает информация от учетных устройств (узлы учета, счетчики, в том числе 2х тарифные) и иных городских регистров (службы соцзащиты, начисления субсидий населению) и производит начисления квартплаты и платы за все коммунальные услуги и услуги телефонной связи своей городской АТС, ведет статистику простоев оборудования. Жители и иные пользователи могут пользоваться смарт-картами, которые эмитируются в расчетном центре (74 руб.) и позволяют без задержки (3-5 секунд) получить листок-расчет жилищно-коммунальных платежей. Плата принимается тут же в кассе терминала. Пользователи, имеющие компьютеры, могут получить эту информацию, не выходя из своего дома (офиса) или воспользоваться услугами специализированного информационного киоска. Эта услуга повысила качество обслуживания. Сократила время поступления денег на счет УЭГХ и экономит средства на комиссионных, выплачиваемых сбербанку в 3 5 раз. За 2000 год 25% жителей произвели оплату через этот пока единственный терминал. Всего для города планируется сделать их 3 4. Использование пластиковых карт с магнитной лентой, которая только идентифицирует собственника этой карты, позволяет в будущем реализовать и другие информационные проекты (опрос общественного мнения, голосования и др., в том числе коммерческие – дисконтирование при покупке продуктов…). Передача информации осуществляется по телекоммуникационным сетям, соединяющим ЦДП УЭГХ и ДП МУП в составе: - кабельная линия из кабеля с витой медной парой 25 пар 5 категории и линейного активного оборудования (кроссы66, маршрутизаторы) проложенных по крышам домов. Перед другими вариантами исполнения этот имеет следующие преимущества: 1. энергонезависимость – по этим же парам подается электропитание до 80 В; 2. возможность передачи по одному кабелю цифровой и звуковой информации; 3. наилучшее соотношение цены/качества; 4. не требуется кабельной канализации, что в городских условиях зачастую трудно исполнимо. - главный сервер ЖКХ, позволяющий накапливать, обрабатывать, хранить и выдавать по назначению всю информацию как для ЦДП, так и для РКЦ. На уровне МУП диспетчерский пункт предприятия осуществляет в режиме реального времени две функции: 1. Контроль и регулирование технологических процессов, включая и автоматику безопасности. 2. Сбор и обработка информации от приборов технического и коммерческого учета. Ближайшей целью внедрения АСУ ТП (технологических процессов) является перевод отдельных узлов и линейных сооружений в режим автоматической работы – без обслуживающего персонала СКНС, ЦТП, ТП. Передача данных в границах зон ответственности предприятия осуществляется по локальным сетям – внутри зданий и по радиоканалам – от периферийных центров на удаленных сооружениях и сетях (ВНС 1 подъема, ТП, ЦТП, КАС). Внедрение пока не в полном объеме АСУ на МУП «Водозабор» позволило решить надежность водоснабжения на всех этажах высотных зданий, куда раньше вода подавалась по графику, улучшился гидравлический режим сети, сократились потери, в том числе электроэнергии, отслеживается режим работы каждого агрегатаВНС-2, а внедрение преобразователей частоты усилило эффект экономии от внедрения АСУ еще более. Связь с удаленными объектами через транкинговую систему. В объеме пилотного проекта на МУП «Энергетик» управление наружным освещением, запитанным от ТП № 22, осуществляется по радиоканалу от передатчика, находящегося в головном ЦРП–3, где расположен ДП. Автоматизация управления жилым фондом (ТЖХ) выстроена на основе АСУД–248 и ИАСУЭ. АСУД-это дистанционный контроль за работой инженерного оборудования (лифты, вентиляторы дымоудаления, узлы ввода, электрощитовая). Это контроль за не санкционируемым доступом в подвалы, чердаки, защищенные помещения, а также, в перспективе, контроль за качеством воздуха, загазованностью помещений. В качестве дополнительной услуги житель дома через переговорное устройство в кабине лифта или на 1 этаже в подъезде может переговорить с диспетчером - сделать заявку, вызвать милицию, скорую помощь и т. д. При этом переговоры с диспетчером архивируются в автоматическом режиме. ИАСУЭ – коммерческий учет расхода электрической энергии, тепла, горячей и холодной воды как с общедомовых узлов учета, так и поквартирных счетчиков. При этом электрические счетчики 2х тарифные. Квартирные счетчики монтируются на всех новых домах и капитально ремонтируемых, а узлы учета – и на существующих жилых домах и объектах бюджетной сферы. Создание АСУ ЖКХ Инвестором проекта выступает городская Администрация. Работа по координации всех участников, выработка идеологии, выбору вариантов решения поручена Региональному центру энергетической эффективности «Рецэнэф», учрежденному администрацией города, Мособлгосэнергонадзором и городской коммерческой информационной фирмой «Эффект Информ». В выработке решения по предпочтению принимают участие представители участников создания АСУ ЖКХ. Это: ООО «Эффект Информ» - разработка проектной документации, строительство, наладка и регламентное сопровождение АСУД-248; ООО «Экойл Центр» - проектирование, монтаж, ПНР и обслуживание по договору приборного учета; ООО «Энэлэко» - разработка проекта ИАСУЭ, изготовление и поставка 2х тарифных счетчиков электроэнергии, расширение функции ИАСУЭ от учета электроэнергии до учета горячей, холодной воды и тепла на узлах учета; ООО «Акваавтоматика» - проектирование, строительство, наладка и эксплуатационное сопровождение системы АСДУКВ – водоснабжение; ЗАО «СВ – 95» - проектирование, строительство, наладка АСУ ТП «Энергетик», (ЦРП, ТП, наружное освещение), радиосвязь; ФГУП НПО «Орион» - аванпроект единой информационной системы города на базе АТМ-технологии; ООО «ЦКМ» и «Русская промышленная компания» - формирование и согласование ТЗ на проектирование ГИС; ООО «Экойл-Энергия» - система АСКУЭ автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии на головных подстанциях (ТП №117 Голицыно и ТП №25 «Встреча» в Апрелевке), позволяющие учет по много тарифной шкале и выход на «Форем». Заказчиками выступают: УЭГХ - Управление по эксплуатации городского хозяйства, единый заказчик ЖКУ; УА и С - Управление по архитектуре и строительству города. Оба - структурные подразделения городской администрации, наделенные статусом юридического лица. Механизм реализации Основанием для включения затрат по внедрению АСУ является программа «Реформирования ЖКХ и энергосбережения на 1998 – 2005 г.», утвержденная Городским Советом. Источники финансирования для реализации программы: 1. Бюджет города: а) в составе смет на новое строительство за счет выделенных субвенций из федерального бюджета; б) целевые средства на капитальный ремонт из бюджетной статьи «ЖКХ». 2. Собственные средства предприятий (к. р. и а/фонд). 3. Целевые ассигнования из внебюджетного фонда социально – экономического развития города – по специальному решению Городского Совета. 4. Федеральный бюджет на объектах Минобороны в составе сметной стоимости по техническим условиям, выданным УЭГХ города. Общая сумма средств, израсходованных на цели создания АСУ ЖКХ в фактическом объеме ориентировочно до 30% от стоимости всего проекта 13-14 млн. руб., при этом 5 млн. - на создание единой городской информационной сети, что относится уже также к другой программе (информатизация).
В.Г.Хромченков, инженер по сбору данных Группы по технологическому консультированию Проекта (ТАГ-2), Энергетическое агентство “Восток-Запад” 1. Введение Одним из направлений работы группы ТАГ-2 является экспериментальное обследование участков теплосетей, подлежащих замене в рамках ППВЖФ. В наибольшем объеме работа по модернизации тепловой сети планируется в городах Владимир и Ижевск. Модернизация тепловой сети заключается в замене старых труб на предварительно изолированные трубы в пенополиуретановой оболочке с использованием бесканального способа прокладки. В соответствии с программой работ Консультанта Проекта - ТАГ-2, согласованной с УЖКХ данных городов, экспериментальное обследование включало в себя определение фактических тепловых потерь на существующих участках теплосети и сравнение их с нормативными значениями, а также определение текущего состояния трубопроводов с учетом их аварийности. В дальнейшем, на основании полученных данных, должна быть проведена оценка экономической эффективности замены выбранных участков трубопроводов тепловой сети. Обследуемые участки тепловой сети Владимир По просьбе руководства УЖКХ обследование проводилось на всех участках тепловой сети, которые планируются к замене в 2001 г. Теплоснабжение по данным участкам осуществляется от 5 источников тепла: городской ТЭЦ; котельной “Эрланген”; котельной “Комзоны”; котельной “Юго-западная”; котельной “301-й квартал”. Общая протяженность обследованных участков, количество которых составляет 85 шт., составило 6670 метров. Ижевск В качестве объекта обследования был выбран наиболее протяженный участок тепловой сети: от ЦТП-31 до школ № 33 и № 63. Протяженность обследуемого участка составляет 993 метра. Прокладка трубопроводов подземная. В процессе проведения работы и получения дополнительных данных по расходам и температурам теплоносителя в большинстве других зданий, присоединенных к ЦТП-31, были выполнены расчеты потерь тепла и на этих участках тепловой сети. Таким образом, общая длина обследованных участков теплосети составила 1600 метров, а количество участков составило 23 шт. Измерительное оборудование При проведении обследования использовались следующие измерительные приборы ультразвуковой расходомер “Panametrics” (USA) и “Portaflow” (Великобритания); Электронные цифровые термометры “Omega” (USA). 2. Используемая методика проведения испытаний участков тепловой сети для определения тепловых потерь В соответствии с “Методическими указаниями по определению тепловых потерь в водяных сетях” (РД 34.09.255-97), для определения фактических тепловых потерь на испытываемых участках двухтрубной водяной тепловой сети и сравнения их с нормативными значениями должно быть организовано циркуляционное кольцо, состоящего из прямого и обратного трубопроводов с перемычкой между ними. Все ответвления и отдельные абоненты должны быть от него отсоединены, а расход на всех участках тепловой сети должен быть одинаков. При этом минимальный объем испытываемых участков по материальной характеристике должен быть не менее 20% материальной характеристики всей сети, а перепад температур теплоносителя должен составлять не менее 8° С. Таким образом, должно образоваться кольцо большой протяженности (несколько километров). Учитывая невозможность проведения испытаний по данной методике и выполнения ряда ее требований в условиях отопительного периода, а также ее сложность и громоздкость, группой ТАГ-2 предложена методика тепловых испытаний, основанная на простых физических законах теплопередачи. Суть ее заключается в том, что, зная снижение (“сбег”) температуры теплоносителя в трубопроводе от одной точки измерения до другой при известном и неизменном его расходе, можно определить потери тепла на данном участке тепловой сети. В дальнейших расчетах, в соответствии с приведенными выше “Методическими указаниями”, полученные значения тепловых потерь пересчитываются на среднегодовые условия и сравниваются с нормативными, также приведенными к среднегодовым условиям для данного региона с учетом температурного графика теплоснабжения. Измерение температуры теплоносителя С учетом вышесказанного, измерение температуры теплоносителей (прямого и обратного трубопроводов) должно осуществляться в местах разветвления тепловой сети (обеспечение постоянного расхода), т.е. в тепловых камерах и колодцах. Владимир Для определения температур теплоносителя в начале и конце каждого обследуемого участка проводились прямые измерения температуры. Учитывая очень малые значения перепада температур теплоносителя, измеряемые десятыми долями градуса, повышенные требования предъявляются как к измерительному прибору (шкала должна быть с десятыми долями ° С), так и к тщательности проведения самих измерений. С учетом того, что измеряется температура поверхности труб, она должна быть зачищена от ржавчины, а трубы в точках проведения измерений (на концах участка) желательно иметь одного диаметра (одинаковой толщины). Измерения выполнялись с использованием электронного цифрового термометра с точностью измерения 0,1° С. Ижевск В отличие от г. Владимира, в Ижевске специально был выбран участок теплосети, на котором на всех, присоединенных к нему зданиях, установлены теплосчетчики. Значения температур теплоносителя принимались по показаниям теплосчетчиков. С учетом того, что, как правило, здания от колодцев располагаются на расстоянии 12 - 20 метров (в некоторых случаях до 50 м), погрешность при определении температуры теплоносителя не должна быть значительной. Это позволило ускорить и упростить проведение необходимых измерений. Измерение расхода теплоносителя Расход теплоносителя должен быть определен на каждом из неразветвленных участков тепловой сети. При проведении испытаний во Владимире использовались переносные расходомеры “Panametrics” (предоставлен МУП “Теплосервис”) и “Portaflow” (предоставлен УЖКХ г. Владимир). Сложность непосредственного измерения расхода воды прибором связана с тем, что практически все участки расположены в непроходных подземных каналах, а в тепловых колодцах (из-за расположенной в нем запорной арматуры) не всегда возможно соблюсти требование необходимых длин прямолинейных участков до и после места установки прибора. Поэтому для определения расходов теплоносителя на обследуемых участках теплотрассы наряду с непосредственными измерениями расходов использовались данные с теплосчетчиков, установленных на зданиях, присоединенных к обследуемым участкам сети. При отсутствии в здании теплосчетчиков проводились измерения расходов воды в подающем или обратном трубопроводах переносным расходомером на вводе в здания. В связи с невозможностью в ряде случаев (особенно это касается участков теплосети, теплоснабжение по которым осуществляется от ТЭЦ) выполнить непосредственно измерение расхода сетевой воды, для определения расходов теплоносителя использовались расчетные его значения. Таким образом, зная расход теплоносителя на выходе из котельной, а также на других участках, включая здания, присоединенные к обследуемым участкам теплосети, можно определить расходы практически на всех участках тепловой сети. В Ижевске определение расходов теплоносителя на каждом из участков оказалось значительно проще, учитывая наличие теплосчетчиков на всех домах, присоединенных к обследуемому участку тепловой сети. Это позволяет получить точные данные по расходам теплоносителя на каждом из рассматриваемых участках. Недостатки методики Измерения температуры теплоносителя в прямом и обратном трубопроводах должны проводиться в концевых точках всех обследуемых участков тепловой сети. На каждом из участков расход теплоносителя в этих точках должен быть одинаковым. Так как выбранные для замены участки сети в основном являются внутриквартальными, протяженность неразветвленных участков небольшая и часто не превышает нескольких десятков метров. Поэтому сбег температур на таких участках также очень мал, что может привести к значительным погрешностям в определении потерь тепла, так как надо учитывать сотые доли градуса. По этой причине не рассматривались вводные участки тепловой сети - от колодца до ввода в здание (их протяженность обычно составляет 20-40 метров). Следует заметить, что, несмотря на возможность получения заметной ошибки в определении тепловых потерь на отдельном участке трубопровода (чем меньше длина участка, тем больше ошибка), обследование участков, следующих, как правило, один за другим, позволяет получить достоверную картину тепловых потерь в целом. Температурный перепад на обследуемой ветке, как правило, составляет 1-2° С и более. В процессе проведения обследования обращалось внимание на состояние трубопроводов. Регистрировались такие моменты как, например, наличие воды в колодце, состояние изоляции и др. Путем опроса начальников котельных и мастеров были примерно определены сроки эксплуатации трубопроводов, их состояние, а также получена информация о количестве и местах порывов труб за последний год. Эти данные необходимы для проведения экономических расчетов, и в ряде случаев могут быть определяющими при объяснении необходимости замены труб. При обследовании участков сети, теплоснабжение по которым осуществляется от котельных (г. Владимир), проводились измерения величины подпитки теплосети и выяснялась у начальника котельной обычная ее величина. 3.Обработка результатов испытаний В соответствии с изложенной выше методикой были проведены измерения температур и определены расходы теплоносителя в прямом и обратном трубопроводах на 85-ти участках тепловых сетей, теплоснабжение по которым осуществляется от ТЭЦ и муниципальных котельных во Владимире, и 23 участков теплосети в Ижевске. Далее с использованием полученных данных были рассчитаны фактические потери тепла и их нормативные значения для каждого из обследуемых участков. Расчёт фактических теплопотерь Расчёт фактических потерь проводился для всех обследуемых участков теплосети с последующим их суммированием для разных типов прокладки. Фактические тепловые потери в подающем и обратном трубопроводах для каждого из участков определялись по формулам: Qпф = c*Gп·(tпн –tпк )·103 Qоф = c*Gо·(tо н -tок )·103, где: Gп, Gо – расходы теплоносителя в подающей и обратной линиях, [т/ч]; с – теплоёмкость воды в соответствующем интервале температур [ккал/кг° С]; tпн; tпк; tон; tок - начальные и конечные температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах на каждом из обследованных участков, [° С]; Для пересчета полученных фактических значений тепловых потерь в прямом и обратном трубопроводах на среднегодовые условия работы данных тепловых сетей использовались следующие значения характерных температур для условий г. Владимир: tвс.г. = -3,4 оС – среднегодовая температура наружного воздуха; tгрс.г. = 5 оС - среднегодовая температура грунта; tпс.г.=77,0оС, tос.г.=48,7оС - среднегодовые температуры воды в подающей и обратной линиях тепловых сетей, теплоснабжение по которым осуществляется от ТЭЦ; tпс.г.=73,4оС, tос.г.=46,4оС – среднегодовые температуры воды в подающей и обратной линиях тепловых сетей, теплоснабжение по которым осуществляется от котельных; tгр. = 5° С – температура грунта, средняя за период испытаний; tв = -4° C - средняя температура окружающего воздуха на период испытаний; для условий г. Ижевск: tгрс.г. = 5,5 оС - среднегодовая температура грунта; tпс.г.=61,5оС, tос.г.=41,4оС- среднегодовые температуры воды в подающей и обратной линиях; tгр. = 5° С – температура грунта, средняя за период испытаний. Фактические среднегодовые потери тепла для подземных участков теплосети рассчитываются суммарно для подающей и обратной линий: Qпфс.г. = [Qппф (tпс.г. –tгрс.г.) + Qопф (tос.г. –tгрс.г.)] / {[(tпн +tпк +tон +tок )/4]-tгр}, где: - Qппф, Qопф – фактические тепловые потери в подающем и обратном трубопроводах. Фактические среднегодовые потери в подающей и обратной линиях надземной части теплосети определялись по формулам: Qпнфс.г.=Qпнф (tпс.г. –tвс.г.) / [(tпн +tпк)/2-tв] Qонфс.г.=Qонф (tпс.г. –tвс.г.) / [(tон +tок)/2-tв], где: - Qпнф, Qонф – фактические тепловые потери в подающем и обратном трубопроводах. Нормативные потери тепла Значения нормативных среднегодовых потерь тепла для заданных участков тепловой сети определяются исходя из действующих норм удельных тепловых потерь для различных диаметров трубопроводов и типов прокладки сетей с учётом известных значений характерных температур для условий гг. Владимир и Ижевск. Для участков подземной прокладки: Qнсг=Qпн+Qон= (qн*L), qн=qпн+qон=[qн(90° )+qн(50° )]* (tпср.г+tоср.г-2tгрср.г)/130. Для участков надземной прокладки: Qпнсг= (qпн*L), Qонсг= (qон*L), qпн=[(qн(100° )- qн(75° ))*( tпср.г -tвср.г)+95qн(75° )-70qн(100° )]/25, qон=[(qн(75° )- qн(50° ))*( tоср.г -tвср.г)+70qн(50° )-45qн(75° )]/25. В приведенных формулах: Qн, Qпн, Qон – нормативные значения тепловых потерь на участках подающих и обратных трубопроводов, при вычислении которых суммирование должно производиться по всем диаметрам труб на данном участке с учетом протяженности (L) подающего и обратного трубопроводов каждого диаметра; значения удельных тепловых потерь qн, qпн, qон считают по каждому диаметру труб в отдельности, исходя из нормативных значений qн(90° ) и qн(50° ) для каждого диаметра труб при подземной прокладке и из нормативных значений qн(100° ), qн(75° ) и qн(50° ) для данного диаметра труб при надземной прокладке. После вычисления фактических и нормативных среднегодовых тепловых потерь по всем участкам тепловой сети, планируемым к замене, рассчитывается коэффициент превышения фактических потерь над нормативными, который составит для участков подземной прокладки: K= Qпфс.г./Qнсг; для участков надземной прокладки, соответственно по прямой и обратной линиям: K=Qпнфс.г /Qпнсг; K=Qонфс.г /Qонсг. 4.Полученные результаты и их анализ Сводные результаты измерений и проведенных расчетов для участков теплосетей от каждого из источников тепла представлены в таблицах Приложения. В целом по результатам работы можно отметить следующее: г. Владимир Тепловые потери, как в прямом, так и в обратном трубопроводах обследуемых участков значительно (в 2 - 5 раз) превышают нормативные значения. Потери тепла на участках, теплоснабжение по которым осуществляется от ТЭЦ, в два раза и более превышают тепловые потери на участках теплосети, относящихся к муниципальным котельным ( Эрланген , Комзоны , Юго-Западная и 301-й квартал ). В значительной степени это связано с тем, что срок их эксплуатации зачастую составляет 25 лет и более, что на 5 - 10 лет превышает срок эксплуатации трубопроводов, теплоснабжение по которым осуществляется от котельных. Второй причиной более хорошего состояния трубопроводов, возможно, является то, что протяженность участков, обслуживаемых работниками котельной, относительно небольшая, расположены они компактно, и руководству котельных проще следить за состоянием теплосети - вовремя обнаруживать утечки теплоносителя, проводить ремонтные и профилактические работы. На котельных имеются приборы для определения расхода подпиточной воды, и в случае заметного увеличения его расхода проводится работа по обнаружению и устранению образовавшейся утечки. Вероятно, из-за использования старых трубопроводов при изменившихся условиях теплоснабжения (строительство новых котельных, переподсоединение абонентов и др.), существенно изменились расходы теплоносителя на различных участках тепловых сетей. В связи с этим заметно изменились (в основном снизились) скорости движения воды в трубопроводах, которые зачастую в несколько раз ниже оптимальных (1-1,5 м/с). Скорости воды в трубопроводах на участках теплотрассы от ТЭЦ составляют в среднем 0,33 м/с, а от котельных - находятся в пределах 0,48-0,56 м/с. Это приводит к снижению качества теплоснабжения конечных потребителей и если и может быть как-то оправдано при нормальной эксплуатации теплотрассы (в случае удовлетворительного состояния трубопровода его замена должна быть экономически обоснована), то при модернизации тепловой сети необходимо уменьшение диаметра новой трубы. С учетом того, что при замене старых участков тепловой сети на новые предполагается использовать предварительно изолированные трубы в пенополиуретановой оболочке (ППУ), основные затраты на которые связаны со стоимостью оборудования, можно говорить о возможности существенного снижения общих затрат путем уменьшения диаметра новых труб до оптимальных значений. Как показали проведенные расчеты, с учетом дискретности диаметров трубопроводов и относительно небольшого диапазона оптимальных значений расходов воды в большинстве случаев выбор нового диаметра однозначен. В случае возможного изменения расходов (как в сторону уменьшения, так и увеличения), связанного с изменением присоединенной нагрузки, указанные диаметры трубопроводов легко могут быть пересчитаны на новые условия. Анализ информации о количестве порывов трубопроводов, полученной от начальников котельных и сотрудников ПТО МУП “Теплосервис” и “Тепловые сети”, показал, что выбранные участки тепловых сетей не только имеют повышенные потери тепла, но и значительный износ, особенно это касается участков теплосети, теплоснабжение по которым осуществляется от ТЭЦ. Практически все обследуемые участки имеют 100% износ, а срок эксплуатации трубопроводов зачастую превышает 25 лет. Если в среднем на каждый километр теплотрассы (235,2 км) в 1999 г. приходилось 3,12 порыва, то в 2000 г. уже 3,56. Но это в среднем. Учитывая срок службы трубопроводов обследуемых участков, следует ожидать на них большую аварийность. И действительно, эти участки присоединены к тепловым камерам ТК 188; 43; 116; 238/2 и 54 суммарной протяженностью 14,5 км. На них за последние три года было отмечено 186 порывов, т.е. в среднем 4,2 порыва на один километр в год. К сожалению, отсутствует информация по годам, но нет сомнений, что количество порывов увеличивалось год от года. Известно, что в инженерных сетях при 300-350 авариях на 100 км их количество начинает нарастать лавинообразно. В Западной Европе данный показатель не превышает 10 аварий на 100 км. Состояние трубопроводов тепловых сетей, присоединенных к котельным, несколько лучше. Вероятно, это связано, в том числе, с меньшим (в среднем) сроком их эксплуатации (15-20 лет). На представленном рис. 1 показана динамика роста числа порывов за последние пять лет на участках трубопроводов, относящихся к данным котельным. Суммарная длина трубопроводов составляет 17,74 км. В 2000 г. количество порывов на один километр составило 2,25 шт. Средняя стоимость ликвидации одного порыва в 2000 г. с учетом восстановительных работ составила около 12 тыс. рублей. Рис. 1 Динамика роста числа порывов на участках теплотрассы от котельных В таблице 1 Приложения представлены усредненные результаты проведенного обследования участков тепловой сети, предлагаемых к замене. В ней показаны суммарные фактические и нормативные потери тепла при транспортировке теплоносителя в прямом и обратном трубопроводах. В таблице также представлена экономия тепла в случае приведения тепловых потерь к нормативному уровню как в физических величинах (Гкал/год), так и в рублях с учетом сегодняшних цен на тепло. Приводятся данные по порывам труб за 2000 г. и финансовые затраты на их ликвидацию. Показаны также средние значения скоростей теплоносителя в трубопроводе в настоящее время и после замены труб с учетом изменения их диаметров до предлагаемых значений. г. Ижевск Тепловые потери как в прямом, так и в обратном трубопроводах обследуемых участках в среднем в 2,5 раза превышают нормативные значения (см. таблицу 2 Приложения). На фоне примерно одинакового состояния трубопроводов обследованных участков тепловых сетей (измеренные тепловые потери превышают нормативные в 1,8-2,5 раза) выделяются отдельные участки, на которых соотношение реальных и нормативных потерь составляет около 3-6 раз и более. Скорости теплоносителя в трубопроводах системы отопления в основном ниже оптимальных значений (1,0-1,5 м/с) и в среднем составляют 0,53 м/с. Важно при составлении спецификации на новые трубы учесть полученные результаты обследования, что позволит уменьшить их диаметры и, соответственно, значительно снизить стоимость новых труб и уменьшить тепловые потери в будущем. Количество порывов на обследованных участках теплосети за 2000 год (10 порывов), приходящихся на один километр тепловых сетей, составило 6,25, что говорит о неудовлетворительном их состоянии, т.е. степень износа труб составляет около 100%. 5.Выводы Проведенные обследования участков тепловых сетей, теплоснабжение по которым осуществляется от ТЭЦ и четырех муниципальных котельных (г. Владимир) и от ЦТП-31 (г. Ижевск), позволило оценить существующий уровень тепловых потерь, имеющих место при транспортировке теплоносителя, а также выявить участки теплосети с наибольшими тепловыми потерями и наибольшей степенью износа трубопроводов. К основным выводам проведенных экспериментальных и расчетных исследований можно отнести следующее: 1. Тепловые потери с каждого погонного метра трубопроводов, срок эксплуатации которых превышает 15 лет, в среднем в 2,0-2,5 раза больше нормативных значений. Вероятно, такой уровень потерь определяется в основном ухудшением состояния изоляционного покрытия, которое за столь длительный срок эксплуатации меняло свои свойства в результате увлажнения и повреждений при ремонтных работах как на самой теплосети, так и особенно на трубопроводе горячего водоснабжения, срок службы которого на практике в несколько раз ниже. С учетом того, что, как правило, трубы ГВС расположены с трубопроводом тепловой сети в одном непроходном канале, повреждения связанные с ними, как в процессе эксплуатации так и при ремонтных работах приводят к указанным отрицательным последствиям (ухудшение характеристик теплоизоляционного покрытия и его повреждение). Кроме того, увлажнение изоляции увеличивает вероятность внешней коррозии трубопроводов, что существенно укорачивает их срок службы. Использование бесканальной прокладки тепловых сетей позволит снять проблему их повреждений при ремонте трубопроводов горячего водоснабжения. В тех местах, где изоляционное покрытие практически отсутствует или находится в крайне неудовлетворительном состоянии, тепловые потери превышают нормативные в 3-4 раза. И наконец, в случае подтопления трубопроводов или их занесения песком приводит к еще более значительным потерям тепла. Таковыми оказались участки тепловой сети, подсоединенные к ТЭЦ (г. Владимир), степень износа которых достигает 100% и более, а потери тепла превышают нормативные в среднем в 4,6 раза. В г. Ижевск также имеются несколько участков теплосети с подобными значениями тепловых потерь. На этих участках, по всей видимости, замена труб должна проводиться в первую очередь. 2. Вторым серьезным моментом стало выявление низких скоростей теплоносителя в трубах на большинстве из обследованных участков, в 2-5 раз ниже оптимальных значений, что способствует увеличению относительных тепловых потерь (доля тепловых потерь относительно полезно использованной тепловой энергии). Проведенные расчеты позволили рекомендовать диаметры трубопроводов, предназначенных для замены существующих труб, которые в большинстве случаев значительно меньше, что позволит существенно сократить затраты на их приобретение и монтаж. Анализ полученных данных по количеству порывов трубопровода, приходящихся на 1 километр его длины, указывает на заметное увеличение их количества в каждом последующем году. В настоящее время оно приближается к критическим значениям: 3-4 порыва на 1 км, что говорит о своевременности проведения работ, связанных с заменой трубопроводов. Приложения Таблица 1. Сводная таблица результатов обследования (г. Владимир) Технико-экономические показатели размерность Участки теплосети, присоединенные к источнику тепла ТЭЦ котельная Эрланген котельная Комзоны котельная Юго-Западная котельная 31 квартал Суммарная длина участков м 2757 768.5 589 1609 947 Суммарные нор.потери тепла Мкал/ч 311.9 77.9 130.2 193.1 113.5 Суммарные факт.потери тепла Мкал/ч 1446.7 248.4 354 399.7 255.2 Сред.к-т превышения потерь 4.6 3.2 2.7 2.07 2.2 Количество порывов в 2000 г. шт 11.6 4 2.25* 3.6* 7 Затраты на ликвидацию порывов тыс.руб 116** 48 15.9 43.2 84 Сред.скорость воды в трубах м/с 0.33 0.58 0.46 0.5 0.48 Сред.скорость воды в трубах после модернизации (рекоменд.) м/с 1.44 1.23 1.12 1.2 1.17 Годовая экономия тепла Гкал 6154.9 867.5 1138.7 1034.3 721 Годовая экономия тепла*** тыс.руб 100.5718 156.16 186.068 169.012 117.809 * - Принято исходя из средних значений порывов за 2000 г (2,25 порыва на 1 км) **- Затраты на ликвидацию одного порыва приняты 10 тыс. рублей. ***- Цена одной Гкал - 163,4 руб. Таблица 2. Сводная таблица результатов обследования (г. Ижевск) Технико-экономические показатели Размерность Участки теплосети, присоединенные к ЦТП-31 Суммарная длина участков м 1600 Суммарные норм.потери тепла Гкал/год 694.5 Суммарные факт.потери тепла Гкал/год 1729.1 Сред. к-т превышения потерь - 2.5 Количество порывов в 2000 г. шт 10 Количество порывов в 2000 г. на один км трассы шт/км 6.3 Затраты на ликвидацию порывов тыс.руб 120* Сред. скорость воды в турбах м/с 0.5 Сред. скорость воды в рекоменд.трубах после модернизации м/с 1.1 Годовая экономия тепла Гкал 1034.7 Годовая экономия тепла ** тыс. руб 215099.0 * - Затраты на ликвидацию одного порыва приняты 12 тыс. рублей. ** - Цена одной Гкал – 216 руб Вывоз мусора информ и утилизация отходов Строить или не строить мини-тэц. Современные средства для контрол. Описание проекта духовного. International conference. Энергетический анализ- основа це. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
