На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Точка зрения

01.07.2015 Теплопотери в сетях: проблемы и решения

 

Теплопотери в сетях: проблемы и решения

 

Сегодня тематика теплопотерь в сетях – притча во языцех, которая охватывает не только круги интересов эксплуатационного персонала, но и круги регуляторов, определяющих тарифы на теплоэнергию. В ряде случаев методы испытаний сетей на теплопотери (особенно в целях аудита по оценкам заказчиков) сопряжены с бизнесом, который зиждется на двух магических «заклинаниях»: сертификации и лицензии.

 

Автором статьи разработаны методика и примерная программа расчета теплопотерь в сетях, состоящих из труб с канальной, бесканальной и надземной прокладкой на основании показаний штатных приборов, установленных на энергоисточнике. Программа позволяет определять также гипотетические потери при условии, что трубы, образующие сеть, не имеют теплоизоляции. Одновременно вычисляются и предлагаются в качестве показателей критерии размеров теплосети и ее эффективности, не применяемые ранее.

 

О проблемной ситуации в этой области производства красноречиво свидетельствуют фрагменты высказываний ряда авторов статей, небезразличных к создавшейся конъюнктуре вокруг этой тематики. Автор одной из работ [1] пишет: «В сложившейся ситуации теплоснабжающим организациям и авторитетным представителям теплоэнергетического сообщества (заинтересованным сторонам) целесообразно было бы высказать свое отношение к рассматриваемой проблеме».

Интерес к расчетам фактических теплопотерь вызван также высоким уровнем тарифов на теплоэнергию [2] и дефицитом топлива: «Нет никакого сомнения в том, что без учета фактических потерь в тепловых сетях невозможно исправление «удручающей ситуации» в коммунальном теплоснабжении, и дело тут в первую очередь за политиками». Возможно, поэтому автор работы [3] уверенно заявляет: «Прославление децентрализации происходит на фоне странного молчания руководителей теплоснабжающих предприятий, редко кто решается назвать цифры тепловых потерь, а если называются, то нормативные, так как в большинстве случаев фактические тепловые потери в сетях не знает никто».

Теоретический расчет фактических потерь на базе критериальных уравнений теплообмена оказывается чрезвычайно проблематичным из-за отсутствия фактических сведений о свойствах теплоизоляции сети. Большинство исследователей [4–6] придерживается полуэмпирических методов, основанных, как правило, на приборах учета. Но, как оказалось, и в этом случае эмпирическая часть решения такой задачи вызывает некоторые разногласия в компетентных кругах. Исследования, выполненные авторами работ [7] на примерах установленных норм, подтверждают, что градиент температуры воды по длине труб сети очень мал и может лежать в пределах погрешностей измерительных приборов. Причем доминирующая составляющая теплопотерь в сетях определяется утечками воды, что сказывается и на тарифах. В результате даются прямые рекомендации [7] регуляторам по выходу из создавшейся ситуации: «Вывод очевиден: на реальных сетях невозможно определить потери через изоляцию, измеряя температуру воды в начале и конце трубопровода. Тем не менее требование к теплоснабжающим организациям проводить испытания на тепловые потери по РД 34.09.255-97 присутствует во многих нормативных документах. Считаем такую ситуацию далее нетерпимой. Нет ничего для коррупции лучше, чем существование законов, которые нельзя выполнить. Единственным способом измерить фактические потери в тепловых сетях является балансовый метод, по которому потери в сетях определяются как разность измеренной тепловой энергии, отпущенной с источника, и измеренного количества тепловой энергии, полученной КАЖДЫМ потребителем. Но это возможно только тогда, когда КАЖДЫЙ потребитель будет иметь приборы учета тепловой энергии».

На сегодняшний день в РФ утверждена такая методика расчета [8] фактических (?) теплопотерь. Она, как и рекомендуют авторы работы [7], основана на показаниях приборов учета и показателях работы сетей в предыдущем периоде. В сущности, она уподобляется анализу фактических показателей сети на базе пресловутого принципа «от достигнутого». Методика БЭРНа [9], утвержденная и используемая в Беларуси, во многом повторяет российский РД 34.09.255-97.

Доминирующими показателями, подлежащими выявлению в процессе анализа тепловой эффективности работы теплосети, являются три:

• абсолютные (Qи + у) или относительные теплопотери в сети через изоляцию (и) и с утечками (у) воды;

• показатели степеней охлаждения воды в прямой и обратной сети – Dtп и Dtо, адекватные потерям теплоты;

• коэффициент теплопередачи k в сети, адекватный теплопотерям в окружающую среду.

Двух уравнений – теплопередачи и тепломатериального балансов, определяющих фактическую эффективность сети, недостаточно для замыкания системы. Основным препятствием теоретического решения такой задачи является отсутствие данных о коэффициенте теплопередачи между потенциальным потоком воды в трубах сети и окружающей средой. Пытаясь преодолеть это препятствие, авторы работы [4] обращают внимание на комплекс kF, представляющий собой произведение коэффициента теплопередачи k на поверхность теплообмена F. Выявление этого комплекса тоже сводится к методу, основанному на применении приборов учета, а следовательно, введение его не является шагом к созданию третьего уравнения, способного замкнуть систему с неизвестными Qи + у, Dtп, Dtо и k.

Будем считать, что [10–12] теплосети – это прежде всего транзитный теплообменник. Он имеет свои геометрические размеры и теплотехнические показатели, отвечающие реальным значениям поверхностей (S) и объемов (V) прямых и обратных труб, образующих теплосеть: Sп = SSпi, Sо = SSоi, Vп = SVпi, Vо = SVоi. Соответственно Sтс = Sп + Sо и Vтс = Vп + Vо. Как видно, все сводится к расчетам адекватной виртуальной трубы с ее суммарными показателями Sтс, Vтс. Такая труба имеет свои виртуальные размеры: диаметр Dтс = 4Vтс(Sтс)–1 и длину Lтс = 0,25p–1(Sтс)2(Vтс)–1. Отношение ее длины к диаметру, то есть б = Lтс(Dтс)–1 = 0,0625p–1(Sтс)3(Vтс)–2, рекомендуется рассматривать как критерий геометрической характеристики теплосети. В результате появляется возможность исключить из традиционной терминологии сомнительный показатель относительных теплопотерь qт = 100Qи + у / Qс, выраженный в процентах их абсолютных значений Qи + у к отпуску теплоты Qc от энергоисточника. Кстати, в РФ показатель qт из форм отчетности изъят и является лишь достоянием СМИ. Взамен него целесообразно ввести универсальный показатель эффективности теплосети в виде комплекса cтс = qт / б = 1 600pQи + уQc–1(Sтс)–3(Vтс)2, учитывающего одновременно и ее потери в процентах qт, и ее размеры б. В теории теплообмена этот комплекс согласно p-теореме адекватен критерию Стантона [10], определяющему соотношение между перепадами температур в продольном (DtLтс) и радиальном (DtRтс) направлениях трубы, то есть в данном случае – виртуальной сети: St = a / (rwc) = Nu / (RePr) ~ cтсDtLтс / DtRтс.

Такой подход к оценкам размеров и эффективности теплосети позволяет ввести еще один показатель, широко используемый в других отраслях теплотехники: qSтс = Qи + у(Sтс)–1, то есть плотность абсолютных теплопотерь Qи + у на единицу суммарной поверхности сети Sтс (Вт/м2). В условиях эксплуатации такой показатель найдет свою нишу в общем перечне критериев оценок теплосети, но в настоящее время он, к сожалению, не используется.

Рассмотрим модель теплосети, состоящей из двух виртуальных труб с прямым (индекс п) и обратным (индекс о) потоками воды. В качестве исходных данных имеем показания штатных приборов со стороны теплоисточника.

Согласно закону Ньютона – Рихмана линейная плотность теплового потока ql со стороны теплоносителя к стенке трубы с внутренним диаметром D равна:

ql = (tп – tст)Rпс–1 = (tп – tокр)(Rпс + SRi)–1. (1)

В уравнении (1) tп, tст и tокр – температуры потенциального потока, внутренней стенки трубы и среды, окружающей теплопровод;

Rпс = (pDa)–1 и Ri – сопротивления пограничного слоя и i-го слоя теплоизоляции, включая сопротивление стенки трубы: Ri = (2pliср)–1ln(di + 1 / di). Коэффициент теплообмена a, а затем тепловое сопротивление пограничного слоя на стенке трубы Rпс = (pDa)–1 можно определять на основании критериального уравнения типа: Nu = RemPrn = aD / l. Линейный коэффициент теплопередачи между потоком воды и окружающей средой равен: kl = (Rпс + SRi)–1. Адекватные значения плотностей теплопотерь и коэффициента теплопередачи через единицу поверхности трубы с внутренним диаметром D соответственно равны: qs = qlp–1D–1 и k = ks = klp–1D–1.

Решение задачи о теплопотерях в сети на базе уравнения (1) сопряжено с необходимостью выявления дополнительных неизвестных tст и SRi к тем, о которых уже упоминалось: Qи + у, Dtп, Dtо и k. Сопротивление SRi можно вычислить, зная конструкцию сети и свойства ее теплоизоляции. В отличие от этого согласно закону Фурье температура стенки tст остается зависимой (достоянием) от процессов теплообмена в зоне пограничного слоя. В противном случае отсутствие этих сведений должно компенсироваться введением некой гипотезы, позволяющей создать это недостающее уравнение.

Тем не менее метод анализа теплопотерь в сетях (назовем его теплофизическим) на базе уравнения (1) может оказаться весьма полезным при рассмотрении соответствующих результатов применительно к гипотетически «голой» сети, то есть при отсутствии изоляции на ее трубах, но при сохранении теплового сопротивления остальной «аббревиатуры» в виде прокладок и окружающей среды. Сопоставление результатов такого расчета с отчетно-фактическими показателями вполне оправданно и даже необходимо: реальная сеть всегда имеет и должна иметь теплопотери меньшие, чем та же сеть при отсутствии теплоизоляции на трубах. В противном случае имеются основания к сомнениям относительно представительности отчетных показателей и результатов испытаний.

Ниже в порядке постановки задачи рассмотрим паллиативные возможности ее решения, которыми располагаем до введения упомянутой гипотезы, используя только два уравнения: теплопередачи и теплового баланса. Согласно показаниям приборов учета, установленным на теплоисточнике, известно следующее. Массовый расход воды Gпвх с температурой tпвх на выходе из теплоисточника и входе в теплосеть. В коллекторе обратной сетевой воды на теплоисточнике: температура равна tовых, а расход воды с учетом потерь с утечками Gутс равен Gовых = Gпвх – Gутс. В порядке упрощения задачи полагаем, что восполнение утечек воды производится на входе в теплоисточник. Массовые утечки воды в прямой Gуп и обратной Gуо теплосети могут быть разными и балансируются с помощью опытного коэффициента xп = Gуп / Gутс при суммарной утечке Gутс = Gуп + Gуо. Соответственно, на начальных и конечных участках прямой и обратной сети циркулируют следующие расходы: Gпвых = Gпвх – xпGутс, Gовх = Gпвых, Gовых = Gпвх – Gутс.

Показатели теплосети со стороны потребителя, подлежащие вычислениям: на выходе из прямой сети, то есть на входе к потребителю, – tпвых, Gовх = Gпвых; на выходе от потребителя, то есть на входе в обратную сеть (без утечек на приборах потребителя), – Gовх = Gпвых, tовх.

На основании уравнений теплопередачи и тепломатериальных балансов [10, 11], составленных для прямой (п), обратной (о) теплосети, а также для теплосети в целом, имеем:

ksп = с[(Gпвх – 0,5xпGутс)Dtп + xпGутсtхв] ´ (tпср – tпокр)–1Sп–1; (2)

ksо = с[(Gпвх – 0,5(1 + xп)Gутс)Dtо + (1 – xп) Gутсtхв](tоср – tоокр)–1Sо–1; (3)

kтс = {Qи + у – cGутс[0,5(tпср + tоср) – tхв]} ´ [0,5(tпср + tоср) – tсоркр]–1S–1тс, (4)

где средние температуры теплоносителей, окружающей среды и показатели охлаждения воды в прямой и обратной теплосети соответственно равны:

(5)

В результате сопоставления между собой уравнений (2) и (3), допуская с достаточной степенью точности равенства ksп = ksо = kтс, определяем:

(6)

На основании (4) с учетом выражений (5) и функции Dtо = f(Dtп) определяем связь между величиной теплопотерь Qи + у в сети и степенью ее охлаждения Dtп по прямой воде:

(7)

Аналогичную (тождественную) зависимость получаем также из балансового уравнения суммарных теплопотерь в прямой (Qпи + у) и обратной (Qои + у) сети:

Qи + у = Qпи + у + Qои + у, (8)

где согласно уравнениям теплового баланса:

Qпи + у = c[Gпвхtпвх – (Gпвх – xпGутс)tпвых]; (9)

Qои + у = c[(Gпвх – xпGутс)tовх – (Gпвх – Gутс)tовых]. (10)

В результате на основании (8)–(10) имеем:

(11)

Соответственно, обратная зависимость:

(12)

В приведенных уравнениях значения вспомогательных функций P1–P27 зависят от исходных данных. По сути, это итоги показаний штатных приборов, установленных на энергоисточнике: f(Gпвх, Gутс, tпвх, tовых, tх), сведения о температуре окружающей среды tсоркр (грунта, наружного воздуха), типе и глубине прокладки сети (hп, о) и ее размерах – Sп, о, Vпо, а именно:

P1 = (Gпвх – 0,5xпGутс)Sп–1;

P2 = xпGутсtхвSп–1;

P3 = tпвх – tпокр;

P4 = [Gпвх – 0,5(1 + xп)Gутс]Sо–1;

P5 = (1 – xп)GутсtхвSо–1;

P6 = tовых – tоокр;

P7 = P1P6 + 0,5P5;

P8 = P2P6 – P3P5;

P9 = –0,5(P1 + P4);

P10 = P3P4 – 0,5P2;

P11 = P9(tпвх + tовых) + 0,5(P7 – P10);

P12 = P10(tпвх + tовых) + 0,5P8;

P13 = 0,5[P11 – P9(tпокр + tоокр)];

P14 = 0,5[P12 – P10(tпокр + tоокр)];

P15 = 0,5P11 – tхвP9;

P16 = 0,5P12 – tхвP10;

P17 = –0,25(Sп + Sо)P1P9 + 0,125GутсP9;

P18 = (Sп + Sо)(P1P13 – 0,25P2P9) – 0,5Gутс(0,5P3P9 + P15);

P19 = (Sп + Sо)(P1P14 + P2P13) + Gутс(P3P15 – 0,5P16);

P20 = (Sп + Sо)(P2P14 + GутсP3P16);

P21 = P3P9 – 0,5P10;

P22 = Gутс[xпtпвх + (1 – xп)tовых] = Gупtпвх + Gуоtовых;

P23 = Gпвх – xпGутс = Gпвх – Gуп;

P24 = P9P22 + P23(P7 + P10);

P25 = P22P10 + P8P23;

P26 = P24 – Qи + уc–1P9;

P27 = P25 – Qи + уc–1P10.

Как видно, в приведенном перечне вспомогательных функций исключением являются P26 = f(Qи + у) и P27 = f(Qи + у), входящие в расчетную формулу (12) по вычислению Dtп = f(Qи + у).

 

 

Для выявления третьего гипотетического уравнения воспользуемся схемой (рис. 1) линейного падения температуры воды в прямой и обратной сети на участке теплоисточник – потребитель. Отпуск теплоты в сеть от теплоисточника запишем так:

Qс = cGпвх(tпвх – tовых). (13)

Согласно этой схеме при отпуске теплоты Qс теплопотери в прямой (Qпи + у) и обратной (Qои + у) сети происходят на участках длиной Lп, Lо. При этом полезная теплота потребителю передается в количестве, равном:

Qпот = Qс – Qпи + у – Qои + у = Qс – Qи + у. (14)

Следует полагать, что при том же качестве теплоизоляции сети на некотором удалении (Lк) от теплоисточника имеется виртуальная точка с температурой tк, где в связи с увеличением потерь по трассе отпуск теплоты потребителю снижается и сводится к нулю, то есть Qпот = 0. Соответственно, потери в сети оказываются равными нагрузке теплоисточника, то есть Qс. Исходя из линейной схемы падения температур воды в сети (рис. 1), виртуальные показатели Lк и tк определим так:

(15)

(16)

Из формул (15) и (16) следует, что значения Lк и tк определяются неизвестными аргументами Dtп и Dtо. Это представляет определенные трудности по использованию данных формул. В целях изучения этого вопроса по специально подготовленной программе был выполнен анализ изменения потерь в сети, вычисленных теплофизическим методом с заведомо известными свойствами теплоизоляции труб. В результате была подтверждена закономерность (рис. 1) применительно к исследуемой сети (виртуальной трубе) независимо от качества ее изоляции:

(17)

Согласно схеме на рис. 1, в уравнении (17) показатели Dtпк и Dtок представляют собой гипотетические перепады температур в сети, адекватные теплопотерям, приводящим к нулевой нагрузке потребителя, то есть к показателю Qпот = 0.

Возвращаясь к зависимости (11) и анализируя ее аргументы, убеждаемся, что последняя, с учетом характера того же рис. 1, адекватна функции Qки + у = Qтс = f(Dtкп) на участке Lк. При этом, в отличие от нормального режима работы сети, коэффициенты P26 = f(Qи + у) и P27 = f(Qи + у) в гипотетической точке с температурой tк имеют вид: Pк26 = f(Qc) = P24 – Qcc–1P9 и Pк27 = f(Qc)  = P25 – Qcc–1P10. Тогда применительно к режиму работы сети с полной потерей теплоты Qc в процессе ее транзита по трассе, то есть применительно к гипотетической точке tк с перепадами температур Dtкп ≈ Dtпк и Dtок, уравнение (11) следует записать так:

(18)

соответственно:

(19)

Как уже было отмечено (Dtкп ≈ Dtпк), связь между показателями Dtкп и Dtпк в известной мере приближенная по той причине, что в отличие от параболической зависимости (19) гипотеза о перепадах температуры воды Dtп и Dtо в сети основана на линейном изменении температуры воды по мере ее охлаждения (рис. 1).

Из изложенного следует, что установленную зависимость (17) с учетом приближенного равенства Dtкп ≈ Dtпк, вычисляемого по формуле (19), можно применить в качестве замыкающего (третьего) уравнения для окончательного решения задачи по расчету теплопотерь в сети, не зная [3] состояния ее теплоизоляции:

Dtп = Dtпрас = DtкпLп / Lгк. (20)

Показатель Lгк, необходимый для введения в расчетную формулу (20), представляет собой виртуальный размер гипотетической сети (рис. 1) без теплоизоляции труб, но при условии сохранения теплового сопротивления неизменной «аббревиатуры», то есть самой конструкции канала и грунта. В таком случае в расчетной формуле (15) для определения Lк = Lгк следует принимать: Dtп = Dtгп и Dtо = Dtго.

В условиях эксплуатации наблюдается несоответствие между фактическими и нормативными показателями эффективности сети. В связи с этим появляется необходимость дополнительного контроля их соответствия путем организации расчетов в порядке мониторинга, основанных на информации о текущем тепловом режиме работы теплосети и сведениях об изменениях ее конструкции. Результаты приведенных исследований позволяют делать такие расчеты. Они не противоречат упомянутым аналогам [8, 9, 13,14]. Точнее, являются их дополнением и сконцентрированы в виде программного файла ТС4, готового к применению на любом предприятии уже сейчас. Программа автоматизирована, предусматривает выполнение ряда расчетов, определяющих эффективность работы водяной теплосети в целом, состоящей из труб с канальной (К), бесканальной (Б) и надземной (Н) прокладкой.

 

 

На рис. 2 представлен фрагмент из программного файла ТС4, разработанного на основании результатов выполненных исследований. В данном примере на основании показаний штатных приборов, установленных на энергоисточнике, приведены расчетные показатели реальной теплосети одного из действующих предприятий, состоящей из 14 типоразмеров труб, уложенных в канальной прокладке, 12 – в бесканальной и 11 – в надземной.

Наряду с традиционным показателем абсолютных значений фактических (Qфи + у = 22,37 МВт) и нормативных (Qни + у = 4,206 МВт) теплопотерь, программа позволяет вычислять также соответствующие безразмерные критерии тепловой эффективности сетей $ф, н•106. Они представляют собой отношение между плотностью теплопотерь через поверхность сети к плотности тепловой энергии, поступающей от теплоисточника в теплосеть. Расчетная формула для факта и нормы: $ф, н•106 = f(cтс) = 4Dтс•106•Qф, ни + у / Qвсхф / Lтс, где Qвсхф = Qc. Следовательно, чем больше показатель $ф, н•106, тем больше величина теплопотерь в сети, и наоборот. В данном примере на рис. 2 – $ф•106 = 0,35 и $н•106 = 0,066. Расчет сети с отсутствующей теплоизоляцией на ее трубах выполнен теплофизическим методом, основанном на базе критериальных уравнений теплообмена в одиночной трубе. В результате можно сопоставить степени охлаждения Dtпвир = 2,183 изолированной (ИзТс, то есть реальной) сети и той же сети с трубами, лишенными теплоизоляции (ГолТс): Dtпвир  = 2,32. Соответственно сопоставляются и теплопотери в сетях: через изоляцию – Qи и суммарные – Qи+у, то есть с утечками воды.

Практический интерес представляют итоги сопоставления расчетно-фактических показателей в строках «Из/Фак» и отчетно-плановых в строке «Из/Отч». Различия между значениями Qи + у и Dtпвир в этих строках дают основания сомневаться в достоверности отчетных данных. В частности, в этом примере отчетное значение теплопотерь (Qи + у)отч = 8,21 МВт и, соответственно, Dtпвир = f(Qи + у)отч = 0,706 °C в сравнении с расчетно-фактическими (Qи + у)р/ф = 22,37 МВт и Dtпвир = 2,183 °C при норме (Qи + у)н = 4,206 МВт.

Следует отметить, что измерениями Dtпвир = Dtп на сегодняшний день никто не занимается. Тем не менее при использовании программы ТС4 соответствующему анализу можно подвергнуть среднестатистические (квартальные, плановые, годовые) показатели Qи + у сети на основании упомянутой зависимости Dtпвир = f(Qи + у) с целью расчета ожидаемой величины адекватного охлаждения воды на фоне фактов из предыдущих измерений.

Нормативные значения теплопотерь (с утечками и через теплоизоляцию сети) вычисляются на основании формул регрессии, полученных путем аппроксимации соответствующих данных из СНиП 2.04.14-88 и других источников [14, 15]. Здесь следует заметить, что в этом отношении утвержденная в 2006 г. методика БЭРНа [9] также согласуется с упомянутыми СНиПами, но без применения формул регрессии.

Программа выполнена в операционной системе Excel, в табличной форме с использованием макросов, позволяющих автоматизировать систему расчетов. Необходимые пояснения в виде примечаний к обозначениям, расположенным в каждой ячейке таблицы, дают достаточное представление о характере и сути анализируемых показателей. Имеется возможность ее доработки путем организации факторного анализа аргументов, определяющих ту или иную функцию.

Освоение изложенной методики расчетов теплопотерь, дополненной факторным анализом, позволит с течением времени сформулировать ряд рекомендаций и задач относительно усовершенствования этой программы до сертификационного уровня. Однако на этот раз такая работа должна быть выполнена профессиональным программистом.

На листах «1к», «1б», «1в» программного файла ТС4 в графы «С», «Е», «I» и «К» вводится информация о размерах прямых и обратных труб, образующих теплосеть системы отопления. В частности, это перечень внутренних диаметров (условных проходов) и суммарных протяженностей труб одинакового диаметра. В графы «R», «T», «X» и «Z» вводится аналогичная информация для системы горячего водоснабжения. Для обозначения работающих теплопроводов в графах «Индикация» вводится «1», в случае отключенных – «0». В результате в ячейки «B3:N3» и «B4:J4» рабочего листа «Анализ» возвращаются обобщенные (виртуальные) технические показатели теплосети как функции ее объема (Vтс) и поверхности (Sтс) в целом. Показатели Lп, о, Lтс, Dп, о, Dтс и соотношение Lтс / Dтс рекомендуется применять в качестве информации о характеристиках размеров теплосети.

Лист «Анализ» является основным рабочим листом программы, на котором в табличной форме излагаются все основные результаты расчетов.

Лист «Отч» необходим для ввода отчетных данных, предусмотренных существующей системой месячной отчетности на предприятии.

Листы «Св1», «Бу1» и «Гр1» предназначены для пошагового анализа (с построением графиков) исследуемых функций по мере изменения одного из определяющих аргументов. В случае необходимости листы «Св1», «Бу1» и «Гр1» восстанавливаются путем нажатия кнопки «Восст.Св1, ГР1, Бу1», размещенной на листе «Анализ».

Остальные листы программы скрыты. Они открываются и скрываются автоматически в процессе реализации установленного порядка расчетов, поэтому внимание пользователя на их структурах не акцентируется.

На участке ячеек «Р2:Т9» (лист «Анализ») отображается график изменения температур прямой и обратной сетевой воды на участке энергоисточник – потребитель: красные линии – в изолированной сети, черные – в «голой» сети.

Исходные данные о режиме работы сети можно вводить независимо: либо на листе «Анализ» в ячейках «B7:K7 и «А12», либо на листе «Отч». Путем нажатия кнопок «РОТ1¸РОТ12», «РГВ1¸РГВ12», расположенных в ячейках «А6:А29», необходимая информация автоматически вводится на лист «Анализ» и программа включается в работу. Окончание расчетов завершается формированием «МАТРИЦЫ», информация из которой по желанию пользователя складируется путем последующего нажатия одной из кнопок «СохР1¸СохР13».

На листе «Анализ» дополнительно вводятся значения поправочных коэффициентов bK, bБ, bН, учитывающих влияние местных тепловых потерь и определяющих увеличение последних за счет арматуры, опор, компенсаторов и старения прокладок. Корректировка расчетных значений нормативных теплопотерь для канальных, бесканальных и надземных прокладок вводится с помощью дополнительных сомножителей – климатических коэффициентов согласно СНиПам: Kк1, Kб1, Kн1п, Kн1о.

Итак, организация работы программы сводится к следующим действиям:

1. Заполняется информация на листах «к1», «б1», «н1» о трубах, образующих теплосеть, и вводятся данные о тепловом режиме ее работы на листе «Анализ» или на листе «ОТЧ» согласно показаниям штатных приборов. Путем нажатия кнопок «Отопление» или «ГорВодосн» на листе «Анализ» программа подготавливается к работе.

2. Кнопка «РАСЧЕТ» включает программу с листа «Анализ» непосредственно либо косвенно с листа «ОТЧ» с последующей выдачей результатов для складирования.

3. Кнопки «Сохр. Мод» и «Восст. Мод» предназначены для сохранения и восстановления всей информации, изложенной на листе «Анализ».

 

ВЫВОДЫ

 

1. Размеры теплосети характеризуются двумя объективно существующими факторами: суммарным значением объемов (Vтс) и поверхностей (Sтс) образующих ее труб. Это позволяет ввести индуктивные понятия, определяющие ее виртуальные размеры – длину Lтс и диаметр Dтс – как функции переменных Vтс и Sтс.

2. Виртуальная оценка геометрических размеров теплосети позволяет установить ряд автомодельных показателей, связанных с режимами работы теплосети, и оказать существенное влияние на усовершенствование методов административно-технического управления в этой области теплоэнергетики, а именно:

• значительно упростить гидравлические характеристики и соответствующие расчеты теплосети в целом;

• систематизировать теплотехнические расчеты и способствовать объективному сопоставлению теплосетей разных размеров.

3. Существующее разнообразие приборов учета, установленных на энергоисточнике и у потребителей, неизбежно приводит к небалансу их показаний. Исключить негативное влияние этого синдрома можно только путем введения специально обоснованных коэффициентов корреляции к показаниям каждого (или группы) потребителя. Следует ожидать, что значения этих коэффициентов будут колебаться в пределах, близких к единице, и зависеть от режимов работы и характеристик комплекса теплоснабжения в целом. Выполненные исследования позволяют решить эту актуальную задачу по мере необходимости.

4. На основании исследований разработан вариант программного средства, позволяющего организовать оперативный контроль за работой теплосети с последующей организацией факторного анализа аргументов, определяющих ее эффективность, как в порядке систематического контроля, так и в порядке мониторинга.

 

Борис БАЙРАШЕВСКИЙ,
доктор технических наук

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Байбаков С. А. К вопросу о методах и проблемах определения фактических тепловых потерь в тепловых сетях // Новости теплоснабжения. – 2010. – № 6.

2. Бадах В. Ф., Кузнецова А. Д. Определение потерь в сетях коммунального теплоснабжения // Технико-технологические проблемы сервиса. – 2010. – № 3.

3. Семенов В. Г. Определение фактических тепловых потерь через теплоизоляцию в сетях централизованного теплоснабжения // Новости теплоснабжения. – 2003. – № 4.

4. Гудзюк В. Л., Шомов Е. В. Оперативная оценка реальных тепловых потерь при транспорте пара и горячей воды // Новости теплоснабжения. – 2010. – № 11.

5. Методические указания по определению теплопотерь в водяных тепловых сетях. РД 34.09.255-97. Разработано ОАО «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС».

6. Хромченков В. Г., Иванов Г. В., Хромченкова Е. В. Определение потерь тепла в тепловых сетях // Новости теплоснабжения. – 2006. – № 6.

7. Бадах В. Ф., Кузнецова А. Д. Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию трубопроводов тепловых сетей // Технико-технологические проблемы сервиса. – 2011. – № 4.

8. Методика определения фактических потерь тепловой энергии через тепловую изоляцию трубопроводов водяных тепловых сетей систем централизованного теплоснабжения. Разработано ЗАО НПК «Вектор», Московский энергетический институт (технический университет) / Под общ. ред. В. Г. Семенова. Утв. Минэнерго РФ 20.02.2004 г.

9. Методика расчета потерь тепловой энергии в сетях теплоснабжения с учетом их износа, срока и условий эксплуатации. Разработана ОАО «Белэнергоремналадка». – Минск, 2006.

10. Байрашевский Б. А. Оценка эффективности работы теплосетей // Электрические станции. – 1988. – № 2.

11. Байрашевский Б. А. Оценка теплопотерь и эффективности работы теплосетей // Весцi НАН Беларусi. Сер. фiз.-тэхн. навук. – 2004. – № 4.

12. Байрашевский Б. А. Проблемы эффективности в энергокомплексах и их решения. – Минск: Право и экономика, 2010.

13. Каплинский Я. И., Заверткин И. А. Методические указания по определению тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях. МУ 34-70-080-84. – М: Союзтехэнерго, 1985.

14. Манюк В. И., Каплинский Я. И., Хиж Э. Б., Манюк А. И., Ильин В. К. Справочник по наладке и эксплуатации водяных тепловых сетей. – М., 1982.

15. СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.

 

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