Реферат: Технико экономическая оптимизация систем теплогазоснабжения ТЭО

--PAGE_BREAK--l=l1+l2+l3=650+550+750=1950 м.
Гидравлическим расчетом Rо=80 кПа, получим следующие диаметры сети по участкам: d1,0=377Ч9 мм, d2,0=273Ч7 мм, d3,0=194Ч5мм.
Материальная характеристика сети.
Мо=0,377·650+0,273·550+0,194·750=540,7 мІ.
Определим долю потери давления в местных сопротивлениях: m=Z<shape id="_x0000_i1057" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image070.wmz» o:><img width=«152» height=«25» src=«dopb103783.zip» v:shapes="_x0000_i1057">
Определим оптимальное значение удельной линейной потери давления
<shape id="_x0000_i1058" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image072.wmz» o:><img width=«545» height=«48» src=«dopb103784.zip» v:shapes="_x0000_i1058">
R<shape id="_x0000_i1059" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image074.wmz» o:><img width=«279» height=«47» src=«dopb103785.zip» v:shapes="_x0000_i1059">                                             

Определение оптимальной толщины тепловой изоляции трубопроводов тепловой сети.
С увеличением толщины изоляции возрастают затраты в сооружение и эксплуатацию теплоизолированного трубопровода. Вместе с тем, снижается теплопотери, а значит и годовая стоимость теряемой теплоты.
Задача сводится к минимизации функции следующего вида:
З=(Ен+φ)Киз+Итп ,                                             (1.3.1)
где Ен – коэффициент эффективности кап вложений  1/год;
φ – доля годовых отчислений на эксплуатацию тепловой изоляции 1/год;
Киз – капитальные вложения в теплоизоляцию 1/год;
Итп – стоимость теплопотерь, руб/год.
Решение задачи рассмотрим на примере двухтрубного подземного теплопровода при бесканальной прокладке.
Капитальные вложения в тепловую изоляцию 1м двухтрубного теплопровода определяется по формуле:
<shape id="_x0000_i1060" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image076.wmz» o:><img width=«256» height=«24» src=«dopb103786.zip» v:shapes="_x0000_i1060"> ,                            (1.3.2)
где Сиз – удельная стоимость тепловой изоляции «в деле», руб/год;
Vиз – объем тепловой изоляции, м;
d – диаметр трубопровода, м;
δиз – толщина тепловой изоляции, м.
Годовая стоимость тепла, теряемого теплопроводом, определяется по формуле
Ит.п = (qп + qо) τ Ст (1+β) ,                                           (1.3.3)
где qп, qо  — удельные потери тепла 1 м подающего и обратного трубопроводов тепловой сети, Вт/м;
Ст – районные замыкающие затраты на тепловую энергию, руб/(Вт ч);
τ – годовая продолжительность эксплуатации тепловой сети, ч/год;
β  — коэффициент, учитывающий теплопотери через не изолированные участки трубопровода.
Удельные теплопотери трубопроводами находятся
<shape id="_x0000_i1061" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image078.wmz» o:><img width=«223» height=«51» src=«dopb103787.zip» v:shapes="_x0000_i1061"> ,                                    (1.3.4)
<shape id="_x0000_i1062" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image080.wmz» o:><img width=«223» height=«51» src=«dopb103788.zip» v:shapes="_x0000_i1062"> ,                                 (1.3.5)
где <shape id="_x0000_i1063" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image082.wmz» o:><img width=«31» height=«39» src=«dopb103789.zip» v:shapes="_x0000_i1063">,<shape id="_x0000_i1064" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image084.wmz» o:><img width=«29» height=«36» src=«dopb103790.zip» v:shapes="_x0000_i1064">-среднегодовая температура теплоносителя в подающей и обратной магистрали, ˚С;
<shape id="_x0000_i1065" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image086.wmz» o:><img width=«25» height=«34» src=«dopb103791.zip» v:shapes="_x0000_i1065"> — средняя температура грунта на глубите заложения трубопроводов, принимаются по климатическим справочникам <shape id="_x0000_i1066" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image086.wmz» o:><img width=«25» height=«34» src=«dopb103791.zip» v:shapes="_x0000_i1066"> — 5єС;
Rп, Rо,  — термическое сопротивления подающего и обратного трубопроводов тепловой сети, м К/Вт;
Rинт  — дополнительное термическое сопротивление, учитывающее тепловую интерференцию теплопроводов, м К/Вт.
Термические сопротивления трубопроводов определяются по формулам:
<shape id="_x0000_i1067" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image088.wmz» o:><img width=«377» height=«61» src=«dopb103792.zip» v:shapes="_x0000_i1067"> ,                (1.3.6)
<shape id="_x0000_i1068" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image090.wmz» o:><img width=«181» height=«55» src=«dopb103793.zip» v:shapes="_x0000_i1068">,                                      (1.3.7)
где <shape id="_x0000_i1069" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image092.wmz» o:><img width=«25» height=«27» src=«dopb103794.zip» v:shapes="_x0000_i1069">, <shape id="_x0000_i1070" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image094.wmz» o:><img width=«25» height=«27» src=«dopb103795.zip» v:shapes="_x0000_i1070"> - теплопроводность теплоизоляции и грунта, Вт/(м К);
h – глубина заложения трубопровода, м;
s – шаг между трубами, м.
Подставляя вышеприведенные выражения в целевую функцию получим <shape id="_x0000_i1071" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image096.wmz» o:><img width=«96» height=«31» src=«dopb103796.zip» v:shapes="_x0000_i1071">                                                         (1.3.8)
Задаваясь рядом значений <shape id="_x0000_i1072" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image098.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb103797.zip» v:shapes="_x0000_i1072">1,<shape id="_x0000_i1073" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image100.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb103797.zip» v:shapes="_x0000_i1073">2, …<shape id="_x0000_i1074" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image100.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb103797.zip» v:shapes="_x0000_i1074">n  вычислим затраты З1, З2, …Зn. Условию З=min соответствует оптимальная толщина тепловой изоляции <shape id="_x0000_i1075" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image101.wmz» o:><img width=«72» height=«28» src=«dopb103798.zip» v:shapes="_x0000_i1075">.
Определим оптимальную толщину тепловой изоляции 2х трубного теплопровода водяной теплосети при исходных данных:
1.          Прокладка трубопровода – бескональная.
2.          Тип тепловой изоляции – битумоперлит.
3.          Наружный диаметр трубопровода, dн = 0,219м.
4.          Глубина заложения трубопровода <shape id="_x0000_i1076" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image103.wmz» o:><img width=«112» height=«41» src=«dopb103799.zip» v:shapes="_x0000_i1076">, м.
5.          Шаг между трубами, <shape id="_x0000_i1077" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image105.wmz» o:><img width=«120» height=«24» src=«dopb103800.zip» v:shapes="_x0000_i1077"> , м.
6.          Теплопроводность изоляции, λиз= 0,12 Вт/мк.
7.          Теплопроводность грунта, λгр=1,7 Вт/мк.
8.          средне годовая температура грунта, <shape id="_x0000_i1078" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image107.wmz» o:><img width=«22» height=«30» src=«dopb103801.zip» v:shapes="_x0000_i1078">= 5єС.
9.          Среднегодовая температура теплоносителя, <shape id="_x0000_i1079" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image109.wmz» o:><img width=«22» height=«28» src=«dopb103802.zip» v:shapes="_x0000_i1079">=90, <shape id="_x0000_i1080" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image111.wmz» o:><img width=«22» height=«28» src=«dopb103803.zip» v:shapes="_x0000_i1080">=50єС.
10.     Годовое число часов работы тепловой сети, τ= 6000 ч/год.
11.     Удельная стоимость тепловой изоляцию, Сиз=1330 руб/м3.
12.     Удельная стоимость тепловой энергии, СТ=348·<shape id="_x0000_i1081" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image113.wmz» o:><img width=«33» height=«22» src=«dopb103804.zip» v:shapes="_x0000_i1081">руб/(Вт ч).
13.     Доля годовых отчислений на эксплуатацию теплоизоляции φ=0,093 1/год.
14.     Коэффициент эффективности кап вложений Е=0,12 1/год.

Все расчеты производятся на ЭВМ и результаты заносятся в таблицу 1.
З, руб/год
431
372
339
322
314
313
317
325
336
350
367
386
408
431
                                                                                                                                                                                                                                                            <shape id="_x0000_i1082" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image115.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb103797.zip» v:shapes="_x0000_i1082">, м
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
0,22
0,24
0,26
0,28
0,30
Минимальному значению удельных приведенных затрат Зmin= 321 руб/(год·м) соответствует оптимальная толщина изоляции <shape id="_x0000_i1083" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image116.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb103797.zip» v:shapes="_x0000_i1083">= 134 мм. Выявим зону экономической неопределенности управляющего параметра <shape id="_x0000_i1084" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image116.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb103797.zip» v:shapes="_x0000_i1084">. Для этого  примем минимальную погрешность определения расчетных затрат ± 3%. Как видно из графика, наличие погрешности ±ΔЗ обуславливает зону экономической неопределенности управляющего параметра от <shape id="_x0000_i1085" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image117.wmz» o:><img width=«27» height=«24» src=«dopb103805.zip» v:shapes="_x0000_i1085">=86 мм до <shape id="_x0000_i1086" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image119.wmz» o:><img width=«29» height=«24» src=«dopb103806.zip» v:shapes="_x0000_i1086">=192 мм, в пределах которой все значения <shape id="_x0000_i1087" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image116.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb103797.zip» v:shapes="_x0000_i1087"> являются равноэкономичными. Критерию минимума затрат в тепловую изоляцию соответствует <shape id="_x0000_i1088" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image121.wmz» o:><img width=«75» height=«28» src=«dopb103807.zip» v:shapes="_x0000_i1088">=86 мм. Критерию минимума теплопотерь <shape id="_x0000_i1089" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image123.wmz» o:><img width=«79» height=«28» src=«dopb103808.zip» v:shapes="_x0000_i1089">=192 мм.

2.                ТЭО СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ.
                                     
Выбор оптимальной трассировки межпоселкового распределительного газопровода.
Выбор оптимального варианта трассы сводится к выявлению такого положения головной магистрали, при котором суммарная металлоемкость ответвлений к потребителям имеет минимальное значение. С математической точки зрения, задачи сводятся к нахождению уравнения прямой линии, расположенной на минимальном расстоянии от  нескольких случайных точек.
Суть метода заключается в следующем. На генеральном плане местности наносится координатная сетка, на которой фиксируются координаты отдельных потребителей. Поскольку общая металлоемкость ответвлений прямо пропорциональна их суммарной длине и среднему диаметру, при выборе оптимального варианта трассировки головной магистрали необходимо учитывать не только количество и положение потребителей, но их нагрузки.
Для определения расчетных координат головной магистрали распределительного трубопровода используется следующее выражение:
y=a+b·x·Gm ,                                                   (2.1.1)
  где x, y – расчетные координаты магистрали;
a, b – искомые параметры прямой.
Задача заключается в нахождении наименьшей суммы квадратов отклонений расчетных значений координат по уравнению
<shape id="_x0000_i1090" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image125.wmz» o:><img width=«227» height=«45» src=«dopb103809.zip» v:shapes="_x0000_i1090">,                                   (2.1.2)
где n – количество ответвлений к потребителям;
xi, yi – заданные координаты потребителей.
Дифференцируя функцию S по искомым параметрам a и b и приравнивая полученные выражения к нулю, получаем систему следующего вида:
<shapetype id="_x0000_t88" coordsize=«21600,21600» o:spt=«88» adj=«1800,10800» path=«m,qx10800@0l10800@2qy21600@11,10800@3l10800@1qy,21600e» filled=«f»><path arrowok=«t» o:connecttype=«custom» o:connectlocs=«0,0;21600,@11;0,21600» textboxrect=«0,@4,7637,@5»><img width=«14» height=«98» src=«dopb103810.zip» v:shapes="_x0000_s1032"><shape id="_x0000_i1091" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image128.wmz» o:><img width=«299» height=«93» src=«dopb103811.zip» v:shapes="_x0000_i1091">                                 (2.1.3)
решая которую, находим aopt, bopt и оптимальную трассировку трубопровода:
В частном случае, когда нагрузки потребителей одинаковы, целевая функция задачи трансформируется в уравнение
      <shape id="_x0000_i1092" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image130.wmz» o:><img width=«185» height=«45» src=«dopb103812.zip» v:shapes="_x0000_i1092">                                 (2.1.4)
Нахождение искомых значений параметров аopt, вopt сводится к решению системы уравнения:
<img width=«15» height=«86» src=«dopb103813.zip» v:shapes="_x0000_s1033"><shape id="_x0000_i1093" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image133.wmz» o:><img width=«200» height=«93» src=«dopb103814.zip» v:shapes="_x0000_i1093">                                        (2.1.5)
Необходимо найти оптимальную трассировку  межпоселкового газопровода на четыре потребителя со следующими координатами:
x1=2,5 км; y1=8 км;
x2=4,5 км; y2=2,5км;
x3=6,5 км; y3=7,5 км;
x4=10,5 км; y4=7 км.
Нагрузки потребителей одинаковы.
Подставляя координаты в уравнение (2.1.5), получим <img width=«15» height=«50» src=«dopb103815.zip» v:shapes="_x0000_s1034">  

4a+b(2,5+4,5+6,5+10,5)-(8+2,5+7,5+7)=0
a(2,5+4,5+6,5+10,5)-b(2,52+4,52+6,52+10,52)-(2,5·8+4,5·2,5+6,5·7,5+10,5·7)=0
После преобразования имеем <img width=«15» height=«50» src=«dopb103816.zip» v:shapes="_x0000_s1035">  

4a+24b-25=0
24a+179b-153,5=0        
откуда aopt=5,65; bopt=0,1.
Таким образом, оптимальное положение головной магистрали распределительного трубопровода определяется уравнением:
yopt=5,65+0,1x
График полученной зависимости приведен в графической части курсовой работы.
Минимальное расстояние от потребителя до распределительной сети составляет 0,3 м, максимальное – 3,6 м.
Выбор оптимального количества очередей строительства ГРС.
Если строительство объекта осуществляется в течении года и в последующем выходит на проектную эксплуатацию с постоянным уровнем эксплуатационных расходов, годовые приведенные затраты определяются по формуле
З=Ен·к+И ,                                                         (2.2.1)
где З – приведенные затраты, руб/год;
Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год;
к – единовременные вложения в сооружение объекта, руб;
И – текущие издержки по эксплуатации объекта, руб/год.
В том случае, когда капитальные вложения осуществляются в течение нескольких лет, то есть распределены во времени, приведенные затраты определяются с помощью нормативного коэффициента приведения:
<shape id="_x0000_i1094" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image137.wmz» o:><img width=«250» height=«56» src=«dopb103817.zip» v:shapes="_x0000_i1094"> ,                            (2.2.2)
где З – суммарные приведенные затраты, руб;
tсл – срок службы объекта;
кt – капитальные вложения в t-том году, руб;
Иt – расходы по эксплуатации в t-том году (без отчислений на реновацию), руб;
αt – коэффициент приведения разновременных затрат базисному году, определяемый по формуле
<shape id="_x0000_i1095" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image139.wmz» o:><img width=«100» height=«45» src=«dopb103818.zip» v:shapes="_x0000_i1095">  ,                                                   (2.2.3)
где Енп – норматив приведения разновременных затрат, равный 0,08;
t – разность мужду годом приведения и базисным годом;
tн – начальный год расчетного периода, определяемый началом финансирования строительства объекта.
В качестве базисного года принимается первый год эксплуатации объекта.
ГРС может быть построена сразу на полную мощность при сметной стоимости к1=2850 тыс. рублей или в две очереди (вторая через 4 года) при сметной стоимости к2=3762 тыс. рублей, в том числе затраты на первую очередь 1180 тыс. рублей. Переменная часть годовых эксплуатационных расходов составляет 5% от соответствующих капитальных вложений. Срок службы станции tсл=25 лет. Необходимо определить экономически более целесообразный вариант строительства.
Расчетные затраты по вариантам определяем, используя формулу (2.2.2):
А) При строительстве ГРС в одну очередь
<shape id="_x0000_i1096" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image141.wmz» o:><img width=«251» height=«44» src=«dopb103819.zip» v:shapes="_x0000_i1096">=2850+131,94+122,17+113,12+104,74+96,98+89,8+83,15+76,99+71,29+66+61,12+56,59+52,4+48,52+44,92+41,59+38,51+35,66+33,02+30,57+28,31+26,21+24,27+22,47+20,81=4371,13 тыс. руб.
Б) При строительстве ГРС в две очереди
<shape id="_x0000_i1097" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image143.wmz» o:><img width=«395» height=«44» src=«dopb103820.zip» v:shapes="_x0000_i1097">=2280+1089,31+105,56+97,74+90,5+138,26+128,02+118,53+109,75+101,62+94,1+87,13+80,67+74,7+69,16+64,04+59,3+54,9+50,84+47,07+43,59+40,36+37,37+34,6+32,04+29,66+27,47=5186,28 тыс.руб.
Вывод: экономически целесообразным является строительство ГРС в  одну очередь.
Определение оптимальной мощности и радиуса действия газорегуляторного пункта.
С увеличением радиуса действия ГРП (с уменьшением количества ГРП в жилом массиве) снижаются приведенные затраты по самим ГРП, а так же по распределительным сетям высокого давления. Вместе с тем возрастают затраты в распределительной сети низкого давления за счет увеличения их среднего диаметра. Под радиусом действия ГРП R подразумевают расстояние по прямой от ГРП до точки встречи потоков газа на границе между соседними ГРП. Выявим связь между радиусом действия ГРП R и радиусом действия газопровода Rr. Рассмотрим два варианта размещения ГРП на газоснабжаемой территории: шахматный и коридорный.
В качестве расчетной модели газоснабжаемой территории примем жилой массив с квадратной конфигурацией, с квадратными кварталами  и кольцевыми сетями низкого давления.
—  - газопровод низкого давления
→  — радиус действия ГРП
●  — ГРП
---→ — радиус действия газопровода Rr.
              — граница газоснабжаемой территории.
<imagedata src=«22823.files/image145.emz» o:><img width=«541» height=«308» src=«dopb103821.zip» v:shapes="_x0000_s1036"> 

     Рис. 2. Схемы размещения ГРС на территории населенного пункта.
      Rr=R                                                  Rr=<shape id="_x0000_i1100" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image147.wmz» o:><img width=«25» height=«23» src=«dopb103822.zip» v:shapes="_x0000_i1100">R
      Rr=L*R            L=1/<shape id="_x0000_i1101" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image147.wmz» o:><img width=«25» height=«23» src=«dopb103822.zip» v:shapes="_x0000_i1101">        L=1,3.
Выявим связь между радиусом действия ГРП R, их количеством n и площадью газоснабжаемых территорий F.
    R= <shape id="_x0000_i1102" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image147.wmz» o:><img width=«25» height=«23» src=«dopb103822.zip» v:shapes="_x0000_i1102">L   ,                                                   (2.3.1)
L=Ѕ<shape id="_x0000_i1103" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image149.wmz» o:><img width=«32» height=«47» src=«dopb103823.zip» v:shapes="_x0000_i1103"> .                                                    (2.3.2)
Подставим  (2.3.2) в (2.3.1).
<shape id="_x0000_i1104" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image151.wmz» o:><img width=«160» height=«48» src=«dopb103824.zip» v:shapes="_x0000_i1104"> ,                                             (2.3.3)
<shape id="_x0000_i1105" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image153.wmz» o:><img width=«139» height=«41» src=«dopb103825.zip» v:shapes="_x0000_i1105">  .                                               (2.3.4)
Капитальные вложения в ГРП определяются по формуле:
      Кгпр = К' · n                                                  (2.3.5)
или с учетом (2.3.4)
Кгпр = К'гпр<shape id="_x0000_i1106" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image155.wmz» o:><img width=«35» height=«41» src=«dopb103826.zip» v:shapes="_x0000_i1106"> ,                                                                     (2.3.6)
где К'гпр – удельные капитальные вложения в один ГРП, руб.
Затраты  по эксплуатации ГРП могут быть выражены в виде годовых отчислений от капитальных вложений.
Игрп=φ·Кгрп                                                (2.3.7)
Приведенные затраты в газорегуляторные пункты с учетом (2.3.6) и (2.3.7) определяются функцией:
Згпр = Ен· Кгпр + Игпр = (Ен + φ) К'гпр<shape id="_x0000_i1107" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image155.wmz» o:><img width=«35» height=«41» src=«dopb103826.zip» v:shapes="_x0000_i1107">                              (2.3.8)
Определим расчетные затраты в сети низкого давления. Полагаем, что газопроводы работают в режиме гладких труб.
   d=a<shape id="_x0000_i1108" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image157.wmz» o:><img width=«21» height=«20» src=«dopb103827.zip» v:shapes="_x0000_i1108">·Q<shape id="_x0000_i1109" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image159.wmz» o:><img width=«27» height=«20» src=«dopb103828.zip» v:shapes="_x0000_i1109">(<shape id="_x0000_i1110" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image161.wmz» o:><img width=«51» height=«41» src=«dopb103829.zip» v:shapes="_x0000_i1110"> ,                                       (2.3.9)
где d – диаметр газопровода, см;
а – коэффициент пропорциональности, зависящий от состава газа;
Q – расход газа по трубопроводу, мі/ч;
L – длина газопровода, м;
ΔΡ – потеря давления в газопроводе, Па.
Введем подстановку: d = dср; L = Rr  = α·R; Q = Qср; ΔΡ = ΔΡн.
получим для среднего диаметра распределительных газопроводов низкого давления
dср= a<shape id="_x0000_i1111" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image157.wmz» o:><img width=«21» height=«20» src=«dopb103827.zip» v:shapes="_x0000_i1111">·Qср<shape id="_x0000_i1112" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image159.wmz» o:><img width=«27» height=«20» src=«dopb103828.zip» v:shapes="_x0000_i1112"><shape id="_x0000_i1113" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«22823.files/image163.wmz» o:><img width=«71» height=«53» src=«dopb103830.zip» v:shapes="_x0000_i1113">,                                  (2.3.10)
где ΔΡн – нормативный перепад давлений в уличных распределительных сетях, Па.
    Полагаем, что газопроводы несут только путевую нагрузку, можно записать для среднего расхода газа:
  Qср=0,55·q· Rr=0,55·q· R·α ,                                (2.3.11)
где q – удельный путевой расход газа, м3/(ч м).
Численные значения указанного параметра определяются по формуле <shape id="_x0000_i1114" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image165.wmz» o:><img width=«80» height=«51» src=«dopb103831.zip» v:shapes="_x0000_i1114">   ,                                               (2.3.12)
где ∑Q – максимальный часовой расход газа жилым массивом;
<shape id="_x0000_i1115" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image167.wmz» o:><img width=«52» height=«27» src=«dopb103832.zip» v:shapes="_x0000_i1115"> — суммарная протяженность уличных газопроводов низкого давления.
Подставив (2.3.11) в (2.3.10) и преобразуя полученное выражение, имеем
<shape id="_x0000_i1116" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image169.wmz» o:><img width=«476» height=«53» src=«dopb103833.zip» v:shapes="_x0000_i1116">     (2.3.13)
Удельные капитальные вложения в 1 м газопровода определяются по формуле:
К'н/д=а+в·d ,                                                   (2.3.14)
где а, в – стоимостные параметры 1 м газопровода, руб/м;
d – диаметр газопровода, см.
Для подземных газопроводов низкого давления допускается применение упрощенной зависимости:
К'н/д ≈в·d                                                      (2.3.15)
Общие капитальные вложения в сети низкого давления:
Кн/д= К'н/д<shape id="_x0000_i1117" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image171.wmz» o:><img width=«52» height=«27» src=«dopb103832.zip» v:shapes="_x0000_i1117">                                               (2.3.16)
Расходы на эксплуатацию одного м подземного газопровода низкого давления определяются по формуле:
И'н/д= 0,033К'н/д+0,2                                           (2.3.17)
Суммарные расходы на эксплуатацию сетей низкого давления:
         Ин/д= И'н/д·<shape id="_x0000_i1118" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«22823.files/image172.wmz» o:><img width=«233» height=«27» src=«dopb103834.zip» v:shapes="_x0000_i1118">                       (2.3.18)
    продолжение
--PAGE_BREAK--