На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Анализ

01.09.2013 Оценка технико-экономической эффективности комплексной термомодернизации централизованной системы теплоснабжения и зданий

 

Оценка технико-экономической эффективности комплексной термомодернизации централизованной системы теплоснабжения и зданий

 

В статье представлена разработанная математическая модель, позволяющая выполнить сравнительный анализ технико-экономических характеристик двух сценариев модернизации системы теплоснабжения теплового района: замена котлов, тепловых сетей и насосов, а также замена этих элементов в сочетании с термомодернизацией зданий (комплексная модернизация). Показаны преимущества комплексной модернизации и выполнен расчетный анализ влияния различных факторов на предпочтительность этого сценария. Разработанная модель может быть использована для подготовки технико-экономических обоснований проектов энергоэффективной модернизации централизованных систем теплоснабжения и зданий.

 

A mathematical model that allows for a comparative analysis of the technical and economic characteristics of the two scenarios of the thermal district heating system modernization: the replacement of boilers, heat networks and pumps, as well as the replacement of these elements in combination with thermal modernization of buildings (complex modernization) has been developed. The advantages of the comprehensive modernization have been shown. Calculated analysis of the influence of various factors on the preference for this scenario has been carried out. The developed model can be used for the preparation of feasibility studies of projects energy efficient modernization of central heating systems and buildings.

 

В настоящее время сформировались отдельные научно-методические направления, касающиеся термомодернизации зданий (ТЗ) и модернизации централизованных систем теплоснабжения (ЦСТ). Традиционно проблемы ТЗ [1, 2] рассматриваются отдельно от проблем энергоэффективной модернизации ЦСТ [3, 4]. Вместе с тем с технической точки зрения теплозащитную оболочку здания, внутридомовую систему отопления, тепловую сеть и тепловой источник следует рассматривать в качестве взаимосвязанных подсистем единой системы теплообеспечения, предназначенной для обеспечения комфортного теплового режима внутри зданий.

Наибольший потенциал повышения энергоэффективности теплообеспечения городов и населенных пунктов заключается в термомодернизации зданий [3, 6]. Но и модернизация централизованных систем теплоснабжения – неотложная задача как по соображениям энергоэффективности, так и с точки зрения повышения надежности и качества теплоснабжения. Назрела практическая необходимость проведения комплексной термомодернизации зданий и централизованных систем теплоснабжения.

Раздельное рассмотрение этих вопросов может привести к принятию неоптимальных технических решений и к неэффективному использованию огромных финансовых ресурсов, необходимых для решения вышеупомянутых проблем. Действительно, термомодернизированные и нетермомодернизированные жилые кварталы и города нуждаются в различных по многим техническим показателям тепловых источниках, насосах, трубах и вспомогательном оборудовании.

В настоящей работе представлена упрощенная экономико-теплогидравлическая модель теплового района населенного пункта с централизованной системой теплоснабжения, предназначенная для сопоставления различных сценариев развития жизненного цикла этого объекта.

Сценарий А. Термомодернизация зданий, замена труб тепловых сетей, насосов и газовых котлов не производится. Имеют место низкая энергоэффективность зданий, пониженный КПД котлов и насосов, значительные потери в тепловых сетях, большое количество разрывов труб тепловых сетей, что влечет за собой соответствующие финансовые затраты.

Сценарий В. Термомодернизация зданий не производится. Энергоэффективность зданий продолжает оставаться низкой. Присоединенная тепловая нагрузка сохраняется. Изношенные трубы тепловой сети меняются на современные предварительно изолированные того же диаметра. Повреждаемость труб тепловых сетей снижается до минимального уровня. Старые котлы и насосы меняются на современные и более эффективные агрегаты той же мощности.

Сценарий С. Осуществляется термомодернизация зданий. Соответственно, присоединенная тепловая нагрузка на отопление снижается (в 2–2,5 раза). Изношенные трубы тепловой сети меняются на предварительно изолированные трубы меньшего диаметра, соответствующего новой тепловой нагрузке. Повреждаемость труб тепловых сетей снижается до минимального уровня. Старые котлы и насосы меняются на более эффективные агрегаты меньшей мощности, соответствующие новой тепловой нагрузке.

Объектом исследования является тепловой район населенного пункта, который включает в себя газовую водогрейную котельную, тепловую сеть и подключенные к ним здания.

В силу сложности рассматриваемого объекта при разработке его экономико-теплогидравлической модели принят ряд упрощающих допущений. Рассматривается только тепловая нагрузка на отопление, так как термомодернизация зданий не окажет кардинального влияния на изменение тепловой нагрузки на горячее водоснабжение. Далее, рассматривается не реальная разветвленная тепловая сеть, а эквивалентная ей тепловая сеть, состоящая из двух труб (подающей и обратной), протяженность которых равна суммарной протяженности всех трубопроводов теплового района с эквивалентным диаметром (его способ определения рассмотрен ниже).

Сравнение сценариев А, В и С осуществляется по критерию минимизации суммарных (капитальных и эксплуатационных) затрат (1) за определенный период планирования. Рассчитываются также сроки окупаемости капитальных затрат (2) вариантов В и С по сравнению с вариантом А, в котором капитальные затраты отсутствуют:

                (1)

                       (2)

Капитальные затраты включают в себя затраты на термомодернизацию, котлы, насосы и тепловые сети с учетом стоимости дополнительного оборудования, проектных и монтажных работ (3):

(3)

Эти затраты определяются на основе индикативных удельных показателей стоимости термомодернизации (4), котлов (5), насосов (6) и тепловых сетей (7) и соответствующих определяющих параметров, которыми являются отапливаемая площадь термомодернизируемых зданий, присоединенная тепловая нагрузка, мощность насосов, диаметр и длина трубопроводов тепловой сети:

                        (4)

                      (5)

                      (6)

               (7)

Годовые эксплуатационные затраты (8) включают в себя затраты на топливо, электроэнергию, заработную плату персонала и устранение порывов тепловых сетей:

            (8)

Эти составляющие годовых эксплуатационных затрат определяются с использованием зависимостей (9)–(12):

   (9)

                    (10)

                (11)

                     (12)

Для выполнения расчетов в соответствии с зависимостями (1)–(12) необходимо использование целого ряда экономических, теплогидравлических параметров, показателей энергоэффективности и надежности.

К числу экономических параметров модели относятся цены на топливо, электроэнергию, заработная плата персонала, стоимость устранения порывов тепловой сети, удельные индикативные цены на оборудование и трубы.

Удельная стоимость термомодернизации (у. е./м2 отапливаемой площади) определяется на основании анализа рыночных цен на проведение этого вида работ. Удельная стоимость водогрейных газовых котлов (у. е./кВт) определяется в зависимости от присоединенной тепловой нагрузки по формуле (13), полученной на основании анализа рыночных цен на котлы:

          (13)

Удельная стоимость труб тепловых сетей (у. е/м п.) определяется в зависимости от диаметра по формуле (14), которая получена на основании анализа рыночных цен на предварительно изолированные трубы:

     (14)

К числу основных теплогидравлических параметров модели относятся присоединенная тепловая нагрузка теплового района, необходимый объем теплоносителя, протяженность и диаметр тепловой сети, гидравлические потери в тепловой сети и необходимая мощность сетевого насоса.

Присоединенная тепловая нагрузка определяется по формуле (15) на основании данных об усредненном удельном энергопотреблении зданий рассматриваемого теплового района, суммарной отапливаемой площади зданий и продолжительности отопительного сезона:

                  (15)

Температурный коэффициент, характеризующий соотношение среднегодовой и присоединенной тепловой нагрузки на отопление, определяется по формуле:

       (16)

Необходимый объем теплоносителя для обеспечения требуемой тепловой нагрузки при заданных температурах теплоносителя в подающей и обратной магистралях рассчитывается по следующей формуле:

       (17)

Эквивалентный диаметр трубопровода определяется на основании заданной скорости теплоносителя:

(18)

Перепад давления в системе теплоснабжения и необходимая мощность сетевого насоса рассчитываются по известным [7] формулам (19)–(24):

           (19)

                   (20)

                     (21)

            (22)

  (23)

           (24)

Показатели энергетической эффективности представлены в модели следующими параметрами: эффективность использования топлива в котельной (hк), КПД сетевого насоса (hн), величина удельных годовых тепловых затрат на отопление зданий (Е), потери в тепловой сети (DQтс).

Потери в тепловой сети определяются по формулам (25)–(28):

               (25)

               (26)

               (27)

(28)

Надежность тепловых сетей представлена параметром r, характеризующим количество порывов в год на один километр тепловой сети, значение которого определяется на основании анализа статистики повреждаемости труб.

Рассмотренная выше экономико-теплогидравлическая модель теплового района реализована в виде трех одинаковых по структуре электронных таблиц EXCEL для каждого из рассматриваемых сценариев (А, В, С). Таблицы различаются данными, характеризующими уровень энергоэффективности и надежности элементов системы в каждом из рассматриваемых сценариев. Вид электронной таблицы (сценарий С) представлен в табл. 1.

 

Таблица 1

Расчет параметров системы теплоснабжения (Вариант С)

Наименование параметра

Размерность

Обозначение

Величина

Исходные данные

Отапливаемая площадь

м2

F

100 000

Усредненное удельное теплопотребление зданий

кВт·ч/м2·год

Е

70

Длина трубопроводов

м

lтр

5 000

Продолжительность отопительного сезона

час

n

4 440

Цена природного газа

у. е./м3

Сг

0,3

Цена электроэнергии

у. е./кВт·ч

Сэ

0,15

Месячная заработная плата одного работника

у. е./мес.

Сзп

400

Стоимость ликвидации одного разрыва трубопровода

у. е.

Сав

1 000

Годовое количество разрывов трубопроводов на 1 км

порывов/год

r

0,1

Удельное количество работников

чел./МВт

f

0,5

Теплоемкость теплоносителя

кДж/кг·°С

с

4,19

Удельный вес теплоносителя

кг/м3

g

972

Температура теплоносителя в подающем трубопроводе

°С

t1

80

Температура теплоносителя в обратном трубопроводе

°C

t2

60

Температура внутри зданий

°C

tвн

20

Температура наружного воздуха средняя

°С

tн ср

–1

Температура наружного воздуха расчетная

°С

tн р

–20

Скорость воды в трубах

м/с

w

1

КПД котельной

 

0,94

Период планирования

лет

z

50

КПД насосной установки

 

0,8

Коэффициент шероховатости труб

 

К

0,5

Коэффициент местных сопротивлений

 

m

0,3

Потеря давления во внутридомовой системе отопления

ат

DH

0,12

Калорийность природного газа

ккал/м3

Qнр

8 000

Расчет теплогидравлических показателей

Присоединенная тепловая нагрузка на отопление

кВт

Qпр

1 576,58

Необходимый объем теплоносителя

м3/с

V

0,02

Эквивалентный диаметр труб тепловой сети

м

0,16

Потери в тепловой сети

кВт

DQ

270,53

Температурный коэффициент

 

а

0,53

Коэффициент сопротивления трения

 

l

0,03

Приведенная длина трубопроводов

м

lпр

13 000

Удельная потеря давления на трение

кгс/(м2м)

Dh

8,39

Удельная потеря давления на трение

ат/м

Dh

0,000839

Потеря давления в трубопроводе

ат

10,91

Потеря давления в трубопроводе и домовой системе

ат

DНсист

11,03

Мощность насоса

кВт

N

26,69

Удельная протяженность тепловых сетей

км/МВт

l/Q

3,17

Расчет капитальных затрат

Удельная стоимость термомодернизации

у. е./м2

Кт

100

Стоимость термомодернизации

у. е.

Кт

10 000 000

Удельная стоимость труб тепловых сетей

у. е./м п.

Ктр

80,41

Коэффициент дополнительных деталей

 

kтр доп

1,3

Стоимость тепловой сети

у. е.

Ктс

1 045 312

Удельная стоимость котлов

у. е./кВт

Кк

29,04

Стоимость котлов

у. е.

Кк

45 786,36

Удельная стоимость насосов

у. е./кВт

250

Стоимость насосов

у. е.

Кн

6 672,74

Коэффициент дополнительного оборудования

 

Рд о

1,2

Коэффициент проектных работ

 

Рп р

1,05

Коэффициент монтажных работ

 

Рм р

1,2

Всего капитальных затрат

у. е.

К

11 396 411,28

Расчет годовых эксплуатационных затрат

Затраты на топливо

у. е.

Эт

147 718,64

Затраты на электроэнергию

у. е.

Ээ

17 776,17

Зарплата персонала

у. е.

Эзп

3 783,78

Затраты на ликвидацию аварий тепловых сетей

у. е.

Эав

500

Суммарные затраты и срок окупаемости капитальных затрат

Годовые эксплуатационные затраты

у. е.

Э

169 778,59

Эксплуатационные затраты за весь период планирования

у. е.

8 488 929,4

Суммарные затраты

у. е.

З

19 885 340,7

Срок окупаемости капитальных затрат (по сравнению с вариантом А)

лет

Т

26,38

 

В качестве примера использования разработанной модели рассмотрен тепловой район с газовыми котлами, отапливаемой площадью 100 км2, присоединенной тепловой нагрузкой 5,6 МВт до и 1,6 МВт после термомодернизации зданий, протяженностью тепловой сети 5 км (в двухтрубном исчислении). Горизонт планирования принят равным 50 годам. Более подробно исходные данные представлены в первом разделе табл. 1. Они приближенно соответствуют техническим и экономическим характеристикам существующих систем теплоснабжения, оборудования и зданий. Результаты сопоставления трех рассматриваемых сценариев представлены в табл. 2.

 

Таблица 2

Основные показатели сценариев А, В и С

Параметр

Варианты

А

В

С

Годовое удельное теплопотребление зданий, кВт·ч/м2

250

250

70

Присоединенная тепловая нагрузка, кВт

5 631

5 631

1 577

Эквивалентный диаметр трубопровода тепловой сети, м

0,3

0,3

0,16

Эффективность использования топлива в котельной, %

87

94

94

КПД сетевого насоса, %

60

80

80

Мощность сетевого насоса, кВт

57

43

27

Потери в тепловой сети, кВт

562

282

271

Потери в тепловой сети, %

19

10

33

Годовое количество разрывов трубопроводов, шт./км

3

0,1

0,1

Капитальные затраты, тыс. у. е.:

 

 

 

Котлы

0

90

46

Насосы

0

11

7

Трубы

0

2 562

1 045

Термомодернизация зданий

0

0

10 000

Всего с учетом дополнительных затрат

0

3 381

11 396

Годовые эксплуатационные затраты, тыс. у. е./год:

 

 

 

Топливо

535

473

148

Электроэнергия

38

29

18

Заработная плата

14

14

4

Устранение повреждений труб

15

1

1

Всего эксплуатационных затрат

602

515

170

Суммарные затраты за период планирования, млн у. е.

30

29

20

Срок окупаемости (по сравнению с вариантом А), лет

 

39

26

 

В приведенном примере оба варианта (В и С) являются долгоокупаемыми (39 и 26 лет). Более предпочтительным по критерию минимизации суммарных затрат и сроку окупаемости является вариант С. Иными словами, на горизонте планирования 50 лет экономически более целесообразной является комплексная термомодернизация зданий, тепловых источников и тепловых сетей по сравнению с обособленной модернизацией тепловых источников и сетей. Это обусловлено двумя основными факторами:

1. Потенциал повышения энергоэффективности термомодернизации зданий существенно превышает потенциал повышения энергоэффективности тепловых источников и сетей. Так, в рассматриваемом примере за счет термомодернизации зданий присоединенная тепловая нагрузка, а следовательно, и потребление природного газа снижается в 3,5 раза. Экономия природного газа за счет замены котлов и трубопроводов существенно меньше и составляет 7 и 9 % соответственно.

2. Термомодернизация зданий обладает синергетическим эффектом. Выполняя ее, мы тем самым уменьшаем: присоединенную тепловую нагрузку, необходимую мощность тепловых источников, требуемый диаметр труб тепловых сетей, потери тепловой энергии в тепловых источниках и сетях, потребление электроэнергии на транспортировку теплоносителя, а также капитальные затраты на установку новых тепловых источников, тепловых сетей и насосов. В рассматриваемом примере после термомодернизации зданий необходимая мощность теплового источника снижается с 5,6 до 1,6 МВт, диаметр трубопровода – с 0,3 до 0,16 м, мощность сетевого насоса – с 43 до 27 кВт.

Соотношение капитальных и эксплуатационных затрат вариантов В и С для горизонта планирования 50 лет проиллюстрировано на рис. 1.

Из рис. 1 видно, что капитальные затраты на термомодернизацию зданий примерно втрое превышают капитальные затраты на модернизацию централизованной системы теплоснабжения. Несмотря на это, суммарные затраты через 50 лет эксплуатации системы для варианта С с термомодернизированными зданиями почти в 1,5 раза меньше, чем для варианта В, когда термомодернизация зданий не проводилась, так как в этом случае эксплуатационные затраты в 3 раза, а капитальные затраты на модернизацию ЦСТ в 2,4 раза больше.

Необходимо отметить, что предпочтительность варианта С по сравнению с вариантом В проявляется не всегда, а только в определенном диапазоне влияющих параметров. К их числу следует отнести горизонт планирования, теплоизоляционные характеристики зданий до термомодернизации, удельную стоимость термомодернизации, цену природного газа, протяженность тепловых сетей и целый ряд других параметров, которые отображены в табл. 1. Проиллюстрируем влияние некоторых из них.

Вариант С более предпочтителен при горизонтах планирования более 22 лет (рис. 2). При меньших горизонтах планирования более предпочтительным является вариант В.

Увеличение удельного теплопотребления зданий до термомодернизации приводит к существенному снижению срока окупаемости капитальных затрат варианта С и практически не влияет на срок окупаемости варианта В (рис. 3). Величина удельного теплопотребления зданий, выше которой вариант С становится более предпочтительным по сравнению с вариантом В, составляет около 180 кВт·ч/м2. Если удельное теплопотребление зданий ниже этой величины, то предпочтительнее вариант В.

С увеличением удельной стоимости термомодернизации преимущество варианта С по сравнению с вариантом В снижается (рис. 4). Предельная удельная стоимость термомодернизации, когда вариант С является предпочтительным, составляет около 150 у. е./м2.

С увеличением цены природного газа срок окупаемости капитальных затрат обоих рассматриваемых вариантов уменьшается, не оказывая влияния на предпочтительность одного из них (рис. 5).

Преимущество варианта С по сравнению с вариантом В в наибольшей степени проявляется для протяженных тепловых сетей (рис. 6). В рассматриваемом примере вариант С является предпочтительным для тепловой сети протяженностью более 2 км. Если протяженность тепловой сети меньше указанной величины, то более предпочтителен вариант В.

 

Заключение

Разработана математическая модель, позволяющая выполнить сравнительный анализ технико-экономических характеристик двух сценариев модернизации системы теплоснабжения теплового района: замена котлов, тепловых сетей и насосов, а также замена этих элементов в сочетании с термомодернизацией зданий (комплексная модернизация).

Показаны преимущества комплексной модернизации. Предпочтительность этого сценария проявляется не всегда, а только в определенном диапазоне влияющих параметров. К ним следует отнести: горизонт планирования, теплоизоляционные характеристики зданий до термомодернизации, удельную стоимость термомодернизации, цену природного газа, протяженность тепловых сетей и целый ряд других параметров, влияние которых можно проанализировать с помощью разработанной математической модели.

Разработанная модель может быть использована для подготовки технико-экономических обоснований проектов энергоэффективной модернизации централизованных систем теплоснабжения и зданий.

 

Евгений НИКИТИН, кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник Института газа НАН Украины,
Александр ДУДКА, аспирант, младший научный сотрудник Института газа НАН Украины

 

(Статья поступила в редакцию 13.08.2013 г.)

 

Литература

1. Фаренюк Г. Г., Федевич О. М. Науково-методичні напрями вирішення проблеми енергоєффективності будівель. Міжвідомчий науково-технічний збірнік. Будівельні конструкції. Енергосбереження у будівництві. – 2013. – Випуск 77.

2. Основи забезпечення енергоеффективності будинків та теплової надійності огороджувальних конструкцій / Г. Г. Фаренюк. – К.: Гамма-Принт, 2009. – 216 с.

3. Никитин Е. Е. Системный подход к разработке энергоэффективных схем теплоснабжения городов и населенных пунктов // Энерготехнологии и ресурсосбережение. – 2009. – № 4.

4. Кулик М. М., Куц Г. О., Білодід В. Д. Аналіз стану розвитку систем теплопостачання в Україні // Проблеми загальної енергетики. – 2006. – № 14.

5. Долінський А. А., Басок Б. І., Базеєв Є. Т., Кучин Г. П. Основні положення концепції Національної стратегії теплозабезпечення населених пунктів України // Промышленная теплотехника. – 2009. – Т. 31. – № 4.

6. Карп И. Н., Никитин Е. Е. Пути решения проблем коммунальной енергетики // Житлово-комунальне господарство України. – 2011. – № 6.

7. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей / Под. ред. инж. А. А. Николаева. – М.: Издательство литературы по строительству, 1965. – 361 с.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком