История отсылает нас к Х веку, когда появляются первые сведения об арктических регионах. В ХVI веке поморы добрались до устья Оби, а затем до Енисея, Лены. В ХVI — ХVII веках русские мореплаватели открыли береговую часть Арктики, проложив путь к Тихому океану. В 1878–1879 годах Северный морской путь от начала до конца прошли исследователи из совместной российско-шведской экспедиции на корабле «Вега». Уже в наше время началось широкое освоение Арктики.
Работы по освоению Арктического шельфа развернулись у нас в 1980-х годах.
Арктический шельф представляет собой продолжение суши, уходящей под воду с небольшими глубинами. Шельф российской территории составляет приблизительно 21% длины шельфа Мирового океана.
Еще в 1920 году было проведено разделение Арктики на пять секторов — СССР, Норвегия, Дания, Канада и США. Это не территория государства, но каждая страна имеет право на разведку и разработку ресурсов в своей так называемой двухсотмильной экономической морской зоне. Эта зона может быть увеличена до 350 миль, если государство докажет, что эта зона является естественным продолжением материковой части. А двадцатимильная зона — это территориальные воды государства.
Арктическая зона — это огромный сырьевой резерв страны, и не только России, поэтому за зоны влияния в Арктике идет серьезная борьба, пока только дипломатическая. Как сказано в «Стратегии национальной безопасности Российской Федерации до 2020 года» в пункте11-м: «…внимание международной политики на долгосрочную перспективу будет сосредоточено на обладании источниками энергоресурсов, в том числе …на шельфе Баренцева моря и в других регионах Арктики… В условиях конкурентной борьбы за ресурсы не исключены решения возникающих проблем с применением военной силы — может быть нарушен сложившийся баланс сил вблизи границ Российской Федерации…»
Разработка ресурсов ведется на шельфе экономической зоны. Шельфом называется подводная окраина материка, примыкающая к суше с общим геологическим строением. Зона шельфа, как правило, имеет глубины до 200 метров, иногда более.
Площадь Арктического шельфа России сегодня составляет 4,1 млн кв. километров, что сопоставимо с площадью стран Европейского союза. Из них 2 млн кв. километров считаются перспективными с точки зрения добычи углеводородов. И это при условии, что степень разведки Арктического шельфа России крайне низка (в среднем 10%): Баренцево море — 20%, Карское — 10%, Восточно-Сибирское, море Лаптевых и Чукотское море — 0%.
Как мы уже говорили, Арктический шельф — стратегическая кладовая России. За последние 10 лет более двух третей запасов углеводородов было открыто именно на шельфе. Сегодня запасы шельфа — это 106 млрд тонн нефтяного эквивалента, в том числе 69,5 трлн куб. метров газа. А по оценкам геологических служб США ресурс достигает 150 млрд тонн нефтяного эквивалента. Нужно помнить, что разведанных запасов углеводородов в Западной и Восточной Сибири хватит на три-четыре десятилетия. Мы должны понимать, насколько актуальна сегодня тема освоения Арктического шельфа. А ведь шельф хранит не только запасы углеводородов. Предположительно это никель, свинец, марганец, олово, платина, золото, алмазы. Все это есть на арктическом побережье и должно быть на шельфе.
По существующим планам разработки шельфа добыча нефти должна быть доведена к 2030 году до 65 млн тонн и добыча газа до 230 млрд куб. метров. Для осуществления этих планов требуются значительные инвестиции (около одного триллиона долларов), что весьма проблематично. Мы не обладаем сегодня технологиями, материальной базой, кадрами.
Санкции не позволяют нам воспользоваться кооперацией. Выход один — создавать свои технологии, развивать машиностроение, готовить кадры. И опыт мы постепенно приобретаем. Первый и пока единственный проект, реализованный на российском Арктическом шельфе — месторождение «Приразломное», открытое еще в 1989 году, где установлена платформа. В 2014 году первые 300 тыс. тонн нефти доставлены покупателю в Роттердам. Еще один проект — в Печерском море с запасом нефти более 200 млн тонн.
Мы уже упоминали о Северном морском пути. А это — кратчайший путь из Европы в Азию и на 40% быстрее и дешевле
Судам необходимо топливо. Наиболее выгодным является сжиженный природный газ (СПГ). Бункеровка судов может производиться прямо в море. Сегодня началась глобальная гонка СПГ-проектов. Россия объявила о планах догнать Катар по экспорту СПГ. С учетом строящихся производств в России 26,5 млн тонн в год мощностей по сжижению газа. Катар заявил планы увеличить экспорт с 77 млн тонн до 100 млн тонн в год. Австралия скоро будет самым крупным экспортером СПГ — 85 млн тонн в год. США тоже хотят стать лидером в этой гонке, к 2020 году у них будет 65 млн тонн мощностей по сжижению. В плане США «энергетическое доминирование», в рамках которого американский СПГ должен прийти в Европу «на смену российскому газу». Рынок СПГ в период 2004–2013 годов вырос более чем в два раза со 130 до 250 млн тонн в год. Импортеры СПГ 30 стран — Япония, Южная Корея, Китай, Индия, Испания. Экспортеры — 19 стран. Строятся плавучие заводы по сжижению газа и плавучие регазификационные терминалы. Срок их сооружения в три раза меньше, чем стационарных. Сокращаются расходы на перевозку за счет увеличения вместимости газовозов со 140 тыс. куб. метров до 263 тыс. куб. метров, а вскоре ожидаются танкеры до 350 тыс. куб. метров. В 2016 году поставки СПГ в Европу — 30 млрд куб. метров, а нужно 200 млрд в год. Кто сможет поставлять СПГ не только в Европу, но и в Азию быстрее и дешевле, тот и выиграет эту гонку. Пока наш трубный газ дешевле американского СПГ, но мы должны работать на будущее. У нас для этого есть и газ, и пути доставки, но и многого нет.
Вернемся к названию статьи. Эти семь замков, которые затрудняют нам доступ к богатствам Арктического шельфа, по нашему мнению, следующие:
1. Необходимость разработки новых технологий под каждый конкретный проект, а это сроки, стоимость, специалисты.
2. Крайне затруднено развитие наземной инфраструктуры (ремонтные службы, складские помещения и прочее).
3. Климатические условия (температура, льды, айсберги).
4. Экологическая безопасность (риски морских нефтяных разливов, деятельность природоохранных организаций, выступающих против деятельности по добычи углеводородов в Арктике).
5. Финансово-экономические условия (стоимость разработок, рентабельность производства).
6. Санкции и ограничения (мы можем потерять и теряем партнеров с их технологиями, оборудованием, специалистами).
7. Геополитические проблемы (Арктика еще окончательно не поделена, конфликты могут возникать).
Мы помним, что наш бюджет складывается в большей части от экспорта сырья и в основном углеводородов. И в будущем нам может помочь наша кладовая — Арктика.
Потребление электроэнергии в России составляет более 1000 миллиардов киловатт-часов в год. Порядка 70% расходуется на электропривод. Из них до 60% расходуется на вентиляторы и насосы. Большая часть вентиляторов и насосов работает в неоптимальных с точки зрения расходования ресурсов режимах. В среднем потребление энергии в этом случае можно сократить на треть. Таким образом, потенциал для экономии может составить более 60 миллиардов киловатт-часов в год. Учитывая, что стоимость электроэнергии составляет от 1 до 6 рублей в зависимости от ценовой категории, уровня напряжения и максимальной мощности, можно оценить экономию на электроэнергии только на насосах и вентиляторах на уровне 100–200 млрд рублей в год в масштабах России.
Рисунок 1. Производство электроэнергии в РФ
Неоптимальность режима работы заключается в том, что мощность вентиляторов и насосов превышает необходимую. Иногда насосы не отключаются даже тогда, когда они по сути дела не нужны. Например, давление и производительность насоса при проектировании были рассчитаны с запасом. Запас может находиться в пределах от 20 до 200 и более процентов. Часто при изменении расхода рабочего тела двигатель работает на максимальной мощности, а для поддержания нормального давления используют заслонки и т. п. Для некоторых видов насосов, особенно мощностью более мегаватта, запуск и останов прямым пуском значительно снижают их ресурс, поэтому их просто не отключают. Возможны другие ситуации неоптимального режима работы приводов.
Одним из способов оптимизации режима работы насосов и вентиляторов является изменение скорости вращения рабочего колеса. Существует много способов изменения скорости вращения: использование редукторов с переменным передаточным отношением, использование гидромуфт, изменение частоты вращения привода. При проектировании установки с учетом всех ее особенностей может быть обоснован любой из этих вариантов, однако при модернизации существующих установок наиболее актуальным является изменение частоты вращения привода. В этом случае механическая часть не затрагивается.
Наиболее распространенным видом электроприводов являются двигатели переменного тока. В большинстве случаев это трехфазный асинхронный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором.
Основные преимущества двигателя переменного тока:
— простота изготовления;
— дешевизна;
— высокая надежность;
— низкие эксплуатационные затраты;
— возможность прямого включения в электрическую сеть.
Плата за достоинства — недостатки:
— небольшой пусковой момент;
— значительный пусковой ток;
— низкий коэффициент мощности (для маломощных двигателей);
— фиксированная скорость вращения (в номинальном режиме);
— сильная (квадратичная) зависимость момента от напряжения сети.
Для преодоления недостатков были разработаны различные модификации двигателей переменного тока:
— двигатели с фазным ротором;
— двигатели с изменяемым количеством полюсов;
и т. п.
Однако все улучшения приводят к усложнению конструкции двигателя, снижению КПД и удорожанию.
Скорость вращения ротора двигателя переменного тока можно менять с помощью:
— изменения частоты питающего напряжения;
— переключения полюсов в двигателях соответствующей конструкции;
— изменения силы питающего тока (в очень узких пределах);
— используя специфически двигатели, например, Штаге-Рихтера.
В широких пределах регулируется скорость двигателей постоянного тока, но они редко используются из-за дороговизны изготовления и обслуживания.
На сегодня развитие электронных преобразователей сделало наиболее экономически эффективным способом регулирования частоты вращения ротора двигателя использование преобразователей частоты питающего напряжения (ПЧ), особенно когда речь идет о регулировании частоты вращения в уже существующей установке.
Основные преимущества ПЧ:
— регулирование частоты вращения в широких пределах — от нуля до предела механической стойкости установки;
— возможность плавного старта и останова двигателя;
— уменьшение ударных токовых нагрузок во время старта и останова двигателя;
— простое включение в контур автоматического регулирования;
— высокий коэффициент мощности.
Недостатки:
— высокая стоимость;
— потери энергии 2–10%;
— наличие большого количества гармонических составляющих как в токе двигателя, так и в потребляемом от сети токе;
— излучение электромагнитных помех;
— необходимость поддержания температурного режима.
Исходя из наличия недостатков, само по себе использование ПЧ не гарантирует положительного экономического эффекта. Мало того, бездумное использование ВПЧ может принести убытки.
Факторы, влияющие на экономический эффект
Наиболее очевидный экономический эффект при использовании ВПЧ может быть достигнут за счет экономии электроэнергии. Но не стоит также забывать о других факторах экономии:
— Плавный старт позволяет снизить механические пусковые нагрузки. Это прямой выход на уменьшение износа и увеличение срока службы оборудования.
— Плавный старт и останов насосов позволит устранить гидроудары в системе.
— Более низкая частота вращения двигателя приводит к увеличению ресурса установки. Снижается шумность.
— Отсутствие 4–8-кратной токовой перегрузки по току при старте позволяет снизить установленную (максимальную) мощность, упростить систему защиты от перегрузок и короткого замыкания.
— Включение насоса в контур автоматического регулирования позволит поддерживать заданные параметры давления расхода и др. без участия оператора или дистанционно.
— Точное поддержание давления в системе позволит снизить максимальное давление в трубопроводах, а значит, и уменьшить вероятность их разрывов. Снижение давления дает дополнительную экономию энергии и снижение потерь на утечки.
Все эти факторы сильно зависят от конкретной насосной или вентиляторной установки. Экономический эффект должен рассчитываться индивидуально для каждой установки.
Замена электрических двигателей на новые, с более высоким КПД, может принести положительный экономический эффект. Даже при изменении КПД на 1–2 процента замена может окупиться за несколько лет. Особенно актуально проводить расчеты энергосбережения при установке новых двигателей.
Приближенный расчет экономии энергии можно выполнить, зная параметры электрического двигателя, насоса и требуемые выходные параметры: давление, расход. Расчет экономического эффекта от других факторов затруднен, так как зависит от конкретной насосной или вентиляторной установки. Но эффект от прочих факторов в некоторых может превысить эффект от экономии энергии.
Иногда, в случае ошибок при проектировании или внесении изменений в систему после проектирования, рабочая точка насоса может оказаться так далеко от оптимальной, что экономически целесообразной окажется полная замена насосной установки.
Способы расчета
Наиболее точные расчеты производительности насоса и давления на выходе и потребляемой мощности можно получить, используя характеристические кривые насоса. Однако не всегда они приводятся для разных скоростей вращения ротора. Обычно данные есть для одного или двух значений частоты вращения, но, даже имея графики для одной частоты вращения ротора, можно пересчитать их для других скоростей вращения.
Во-первых, нужно по необходимой производительности насоса и давлению на выходе определить по графикам, насколько далека рабочая точка от точки максимального КПД. Если входные параметры меняются во времени, нужно сделать несколько оценок.
Если рабочая точка всегда находится вблизи точки с максимальным КПД (снижение КПД менее 10%), частотное регулирование не даст экономии электроэнергии. В случае если и другие факторы экономии окажутся незначительными, применение ПЧ принесет убыток от затрат на приобретение и эксплуатацию.
Но чаще всего параметры производительности рассчитаны с запасом от максимального расхода в системе, а максимальный расход достигается в течение одного-двух часов в сутки. Если посмотреть по характеристическим кривым, то КПД насоса может падать до 20–30% от максимального.
Рис. 2. Зависимости потребления энергии от расхода жидкости
Давление на выходе центробежного насоса или не регулируется вообще, или поддерживается с помощью рециркуляции (часть жидкости сбрасывается обратно), или дросселированием (поток регулируется регулируемой заслонкой). В зависимости от способа регулирования рабочая точка насоса по-разному смещается по семейству характеристических кривых. Самые неудачные варианты — это отсутствие регулирования и рециркуляция, они приводят к максимальному расходу энергии и повышенному давлению в системе. При дросселировании удается несколько снизить потребляемую мощность в случае снижения производительности. Графики потребления электроэнергии в зависимости от расхода жидкости для различных способов регулирования при постоянном давлении на выходе приведены на рис. 2.
График потребления энергии при частотном регулировании имеет две особенности: во-первых, при малых расходах он «отклоняется вверх» из-за неустойчивости режима работы насоса при малых расходах; во-вторых, при максимальном расходе жидкости сказывается КПД частотного преобразователя и потребление энергии становится больше, чем при прочих способах регулирования.
При расчетах центробежных насосов можно принять следующие зависимости [1]:
— производительность (расход) прямо пропорциональна скорости вращения ротора;
— давление прямо пропорционально квадрату скорости вращения ротора;
— потребляемая мощность пропорциональна кубу скорости вращения ротора.
При дросселировании расход уменьшается, но давление на выходе насоса растет, поэтому потребляемая мощность слабо уменьшается при уменьшении расхода. Изменение потребляемой мощности можно оценить по характеристическим кривым или используя эмпирическую формулу.
где:
Pдр и Pном — потребляемая мощность при дросселировании и в оптимальной рабочей точке,
Qдр и Qном — расход при дросселировании и в оптимальной рабочей точке.
Помимо непосредственно экономии энергии нужно учесть и увеличение затрат:
— КПД ПЧ с учетом затрат на охлаждение принять 90%.
— Внедрение ПЧ потребует капитальных затрат, которые окупаются не сразу. Поэтому для оценки экономического эффекта необходимо учитывать ставку дисконтирования по принятой на предприятии методике, обычно речь идет о 10–30% в год.
Подход к расчету энергетической эффективности вентиляторов во многом соответствует расчету центробежного насоса.
4. Пример расчета экономии электроэнергии
В качестве примера рассмотрим реальную насосную, состоящую из 4 насосов. В свое время станция проектировалась с перспективой роста, но до сих пор работает в режиме с одним работающим насосом. Для уравнивания наработки по агрегатам раз в месяц происходит переключение на следующий насос. Регулирование давления на выходе станции обеспечивается заслонкой, то есть дросселированием.
— Марка насоса 300Д90А;
— производительность насоса Qopt= 1250, м3/час;
— напор Нopt= 54, м (водяного столба);
— марка электродвигателя АИР355 C4У3;
— механическая мощность P = 250, кВт;
— частота вращения n = 1490, 1/мин;
— напряжение питания U = 380, В;
— ток двигателя I = 437, А;
— давление на выходе насосной станции pвых = 2,3 кГс/см2;
— давление на входе насоса pвх = 0,3 кГс/см2;
— расход воды в месяц Vмес = 330 000 м3;
— тип регулирования — дросселирование.
Рис. 3. Семейство характеристических кривых для насоса 300D70
На рис. 3 приведены характеристические кривые и положение оптимальной рабочей точки при различной скорости вращения ротора для близкого по параметрам насоса 300D70 [2].
При регулировании рециркуляцией насос работает в режиме, близком к оптимальному, при максимальной (оптимальной) производительности независимо от потока воды. Потребление механической энергии равно номинальной мощности двигателя, потребление электрической энергии будет таким же, но с учетом КПД двигателя и cos (ϕ). Потребление энергии можно рассчитать из паспортных данных.
При регулировании дросселированием рабочая точка насоса сдвигается в область более высокого давления и меньшего расхода, потребление энергии снижается, но КПД насоса резко падает. Оценить снижение потребления энергии можно по графикам характеристических кривых насоса или по приближенной формуле:
Рассчитаем частоту вращения ротора насоса, исходя из условий снижения производительности и напора.
Рабочая точка, обеспечивающая необходимую производительность, будет достигаться при частоте вращения насоса между nH и nQ. Примем за частоту вращения ротора большую.
Регулирование частоты вращения двигателя осуществляется с помощью преобразователя частоты (ВПЧ). КПД ПЧ мощностью свыше 100 кВт, обычно не хуже 95%. С учетом этого потребляемая мощность составит
Рассчитаем стоимость электроэнергии для трех вариантов регулирования. Примем цену электроэнергии 5 руб/кВт.ч. Примем количество часов в месяц 730 ч. Учитывая, что для мощных электродвигателей cos (ϕ) > 0,9, примем активную мощность, равной реактивной.
Способ регулирования производительности насосной станции
Потребляемая мощность, кВт
Потребление энергии в месяц, кВт*ч
Цена электроэнергии в месяц, тыс. руб.
Рециркуляция
288
210 240
1051
Дросселирование
196
143 080
715
ВПЧ
66
48 180
241
Цена электроустановки с ПЧ мощностью 250 кВт колеблется от 1200 тыс. руб. (минимальная конфигурация) до 3200 тыс. руб. (конфигурация с резервированием и «плавным» переключением нескольких насосов). Таким образом, срок окупаемости внедрения ПЧ составит от 3 до 7 месяцев. С учетом сроков ПНР и дисконтирования срок окупаемости вырастет, но составит не более 5–9 месяцев. Впоследствии можно рассчитывать на экономию 5,5 млн руб. в год. Дополнительную экономию можно будет получить за счет уменьшения износа и повышения надежности работы насосной станции и трубопроводной системы. Включение ПЧ в АСУ позволит оперативно отслеживать и управлять насосной станцией из центра диспетчеризации, что в свою очередь позволит высвободить часть персонала.
Рисунок 4. Диаграмма совокупной стоимости владения насосной станцией
На рисунке 4 приведена диаграмма, отражающая совокупную стоимость владения насосной установкой из примера, исходя из 10 летнего жизненного цикла. Электроэнергия, даже при применении ПЧ остаётся основным источником затрат. Поэтому для снижения совокупной стоимости владения необходимо уделять максимум внимания снижению затрат на электроэнергию.
Заключение
Внедрение ПЧ в приводную технику может принести заметный экономический эффект не только от экономии энергии, но и от автоматизации управления и увеличения срока службы системы в целом. Главное, на стадии выработки решения грамотно рассчитать ожидаемый результат, выбрав оптимальное техническое решение. Бездумное внедрение ПЧ может, наоборот, привести либо к увеличению сроков окупаемости, либо даже к убыточности решения.
Литература
1. Черкасский В. М. Насосы, вентиляторы, компрессоры: учебник для теплоэнергетических специальностей вузов / В.М. Черкасский — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 416 с.
С 1995 года, с вводом в действие изменений № 3 к СНиП II-3-79, в Российской Федерации были последовательно реализованы два этапа повышения нормативных требований к уровню тепловой защиты зданий. Требования к сопротивлению теплопередаче несветопрозрачных ограждающих конструкций (наружных стен, совмещенных покрытий, чердачных перекрытий и пр.) при этом увеличились в 2,5–3 раза. Это означает, что все многоквартирные дома (МКД), построенные до 1995 года, морально устарели, т. к. их теплозащитные характеристики не соответствуют современным нормативным требованиям. Единственной возможностью, способной привести их в соответствие с новыми нормативными требованиями, является дополнительное утепление ограждающих конструкций до современного или еще более высокого уровня по тепловой защите. Данное требование не касается окон, установленных в квартирах, т. к. в соответствии с действующим законодательством (см., например, Постановление Правительства РФ от 13 августа 2006 г. № 491), такие окна не относятся к общедомовому имуществу (за исключением окон подъездов и иных мест общего пользования, которые продолжают относиться к общему имуществу в МКД). Жильцы многоквартирных домов могут (но не обязаны) заменить их на более эффективные.
Утепление зданий целесообразно проводить при одновременной модернизации теплового пункта в здании и установкой АИТП с погодозависимым регулированием.
В соответствии с требованиями п. 9 ст. 29 Федерального закона № 190-ФЗ «О теплоснабжении» «с 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается». В Санкт-Петербурге по открытой системе, т. е. с нижней «срезкой» 70 °С на температурном графике, эксплуатируются 94% МКД (согласно данным, представленным в Схеме теплоснабжения Санкт-Петербурга). Здесь также для получения эффектов энергосбережения целесообразна модернизация теплового пункта с установкой в них АИТП или АУУ с погодозависимым регулированием.
Принято считать, что установка АИТП или АУУ в зданиях автоматически приведет к сокращению энергопотребления. Действительно, если в здании, в основном из-за «срезки», наблюдается «перетоп» (температура внутреннего воздуха находится у верхней границы допустимого диапазона температур по ГОСТ 30494 или превышает его), настройка контроллера инженерного оборудования на более низкую температуру внутреннего воздуха (в пределах допустимых температур) может привести к сокращению энергопотребления. Однако если в здании в течение отопительного сезона не наблюдался устойчивый «перетоп» и эксплуатация здания не предусматривает возможности снижения температуры внутреннего воздуха в ночное время (а для общественных зданий также и в выходные дни), то установка АИТП не приводит к заметному снижению энергопотребления в течение отопительного периода. То есть эффект энергосбережения не достигается, а вложенные в оборудование инвестиции не окупаются.
Часть II. О теплоснабжающих организациях (ТСО)
При разработке Схем теплоснабжения городов России выявляется следующая тенденция: снижение фактической нагрузки на отопление. И это при том, что каждый год вводятся новые площади, например, в Санкт-Петербурге ежегодно вводится порядка 3 млн квадратных метров жилья и несколько меньших объемов достигает коммерческое строительство. При этом условно-постоянные расходы теплоснабжающих организаций не могут быть оперативно и значительно уменьшены. Это означает, что при реализации энергосберегающих программ в МКД эти условно-постоянные расходы будут равномерно распределяться на отпущенные Гкал. Расходы могут быть переложены только на товар, т. е. на тариф (руб/Гкал). И чем больше будет экономиться тепловой энергии в МКД, тем сильнее будет возрастать эта зависимость.
Конечно, существует Распоряжение Правительства РФ от 19 ноября 2016 г. № 2464-р, которое для всех субъектов Российской Федерации устанавливает предельные индексы изменения размера вносимой гражданами платы за коммунальные услуги. Для Санкт-Петербурга на второе полугодие 2017 года предельный индекс составляет 6%, для Москвы — 7%. То есть величина роста любого тарифа не может превышать значение данного индекса. Но это не может продолжаться бесконечно, т. к. если издержки будут возрастать, а тариф ограничиваться, будут возрастать и риски ухудшения надежности и качества теплоснабжения.
При децентрализованной системе теплоснабжения, которая распространена в большинстве стран Европейского союза, энергосберегающие мероприятия практически всегда приводят к сокращению энергопотребления, и это оказывается выгодно для домохозяйств, особенно в периоды роста тарифов на энергоносители. Сокращение энергопотребления оказывается выгодным для государств, которые большую часть энергоносителей импортируют. По этой причине такие государства стимулируют программы энергосбережения и используют рыночные механизмы для сокращения сроков окупаемости инвестиций в энергосбережение. Зависимость от централизованного теплоснабжения уменьшается по мере роста частного домостроения, т. к. в частные дома невыгодно прокладывать тепловые сети и эксплуатировать их.
Иная ситуация наблюдается при централизованном теплоснабжении. В этом случае вопросы энергосбережения следует рассматривать в совокупности с вопросами теплоснабжения. В первую очередь энергосберегающие решения следует реализовывать там, где наблюдается дефицит тепловой мощности. В тех случаях, когда имеют место излишки тепловой мощности, реализацию энергосберегающих мероприятий следует осуществлять с учетом цепочки производственных звеньев от добычи полезных ископаемых до производства конечной продукции (тепла).
Примечание. Следует, однако, отметить, что при разработке схем теплоснабжения населенных пунктов, в случае если все резервы существующего (в пределах своего радиуса эффективного теплоснабжения) источника использованы, разработчик предусматривает либо строительство нового источника, либо модернизацию существующего. То есть не учитывает потенциал энергосберегающих мероприятий, которые могут быть реализованы в МКД при капитальном ремонте и тепловой модернизации зданий. Это самый простой и удобный способ справиться с возникающим в работе затруднением. Но не самый правильный.
При централизованной системе теплоснабжения и наличии профицита установленной на источниках тепловой нагрузки (по сравнению с фактической нагрузкой), энергосбережение в МКД не всегда оказывается экономически выгодным для ТСО. Не потому, что централизованная система теплоснабжения плоха, а лишь потому, что она рассчитана на полную загрузку мощности источников. В этом случае ее эффективность максимальна, а стоимость производимой продукции (тепловой энергии) естественным образом сокращается (может быть ограничена без ущерба надежности и качеству теплоснабжения).
Часть III. О тарифах
В работах [1–3] приведена формула расчета дисконтированного срока окупаемости энергосберегающих мероприятий:
(1)
которая учитывает не только размер инвестиций в реализацию энергосберегающих мероприятий ΔК (руб.), а также прогнозное значение годового потенциала энергосбережения ΔЭ (руб/год), но и величину роста тарифа на тепловую энергию r, а также дисконтирование будущих денежных потоков i (также может быть учтена и процентная ставка банка по кредиту pкр).
Это не означает, что при оценке эффективности энергосберегающих мероприятий следует учитывать только такой подход. Метод расчета чистого дисконтированного дохода (ЧДД) также позволяет рассчитать прогнозируемый срок окупаемости инвестиций. При одинаковых исходных данных значения искомой величины, рассчитанные по обеим методикам, приблизительно совпадают. Разница заключается лишь в том, что при расчете ЧДД берется разность между размером инвестиций и потенциалом энергосбережения (нарастающим итогом), а при расчете срока окупаемости — их отношение.
Так вот, при анализе формулы (1) следует, что:
— при r= i формула (1) преобразуется к виду:
— при r> i дисконтированный срок окупаемости инвестиций в энергосбережение уменьшается (оказывается меньше простого срока окупаемости ), т. е. инвестиции в энергосбережение окупаются быстрее;
— чем больше разница (r– i), тем быстрее окупаются инвестиции в энергосбережение;
— при r< i дисконтированный срок окупаемости инвестиций в энергосбережение возрастает (оказывается больше простого срока окупаемости ), т. е. инвестиции в энергосбережение окупаются дольше;
— при некотором отрицательном значении разности (r– i) дисконтированный срок окупаемости инвестиций в энергосбережение уходит за горизонт срока службы реализованного энергосберегающего мероприятия, т. е. инвестиции не окупаются.
В 2005–2011 годах, когда рост тарифов доходил до 15% в год, а ставка рефинансирования составляла 7,75, 8,0, 8,25%, даже с учетом рисков и кредита прогнозируемый срок окупаемости инвестиций в утепление фасадов (по системе СФТК) не превышал 20 лет, т. е. находился в пределах срока эффективной эксплуатации системы утепления. В 2015 году, когда рост тарифов стал сдерживаться, а ключевая ставка доходила до 17%, аналогичные расчеты, выполненные по формуле (1) для того же энергосберегающего решения, стали показывать 40 и более лет для прогнозируемого срока окупаемости инвестиций.
Следует отметить, что сокращать потребление первичной энергии можно и на источнике тепловой энергии. Поэтому аналогичные выводы будут справедливы и при реализации энергосберегающих мероприятий на источнике. Например, за счет замены старого и установки более эффективного оборудования. Т. е. в каждом конкретном случае следует подробно рассматривать, где эффективность энергосберегающих мероприятий окажется выше: на источнике (ТСО) или на группе потребителей (в МКД).
Выводы
В качестве необходимого минимума энергосбережения для МКД следует принять следующий комплекс: установку общедомовых приборов учета тепловой энергии (там, где они не установлены), утепление ограждающих конструкций зданий, построенных до 1995 года, до удовлетворения современным требованиям по тепловой защите (если не принято решение о сносе этих зданий из-за ветхости или аварийности), установку АИТП с переводом горячего водоснабжения на закрытую систему и наладкой системы отопления.
При централизованной системе теплоснабжения реализацию энергосберегающих мероприятий следует соотносить с учетом располагаемых в регионе (населенном пункте, районе, зоне действия источника тепловой энергии) мощностей источников тепловой энергии. При этом в каждом населенном пункте должна быть разработана программа энергосбережения, учитывающая сроки ее реализации, перечень обязательных энергосберегающих мероприятий, наличие в регионе поставщиков и оборудования, источники финансирования программы, механизмы финансовой поддержки.
При реализации энергосберегающих мероприятий следует стремиться к минимуму срока их окупаемости. Для этого следует устанавливать благоприятные (гарантированные) условия для возврата инвестиций. Неважно, где планируется реализация энергосберегающих мероприятий — в МКД или ТСО.
Литература
Горшков А. С., Рымкевич П. П., Немова Д. В., Ватин Н. И. Экономическая эффективность инвестиций в энергосбережение // Инженерные системы. АВОК- Северо-Запад. 2014. № 3. С. 32–36.
Горшков А. С. Модель оценки прогнозируемого срока окупаемости инвестиций в энергосбережение // Вестник МГСУ. 2015. № 12. С. 136–146.
Горшков А. С. Об окупаемости инвестиций на утепление фасадов существующих зданий // Энергосбережение. 2014. № 4. С. 12–27.
Предложены критерии оценки эффективности проведения бестраншейного ремонта трубопроводов водоснабжения и канализации по гидравлическим и стоимостным характеристикам. Приведено сравнение этих критериев для двух способов — с разрушением и без разрушения старого трубопровода.
В настоящее время в стране эксплуатируется более 2 млн км трубопроводов систем водоснабжения и канализации, из которых от 40–70% изношены и требуют незамедлительной замены [1].
Возможны два способа замены изношенных труб: традиционный — раскопочный и бестраншейный, исключающий затраты на вывоз откопанного грунта при разработке траншеи и его обратной доставки для засыпки проложенного трубопровода, а также затрат на согласование комплекса разрешений на строительство, производство работ, на остановку (перенос) движения автотранспорта и др. При этом стоимость проведения бестраншейного ремонта весьма значительна, так как для реализации проекта потребуется также приобретение комплекта специального технологического оборудования, стоимость которого зависит от диаметра ремонтируемого трубопровода, способа проведения бестраншейного ремонта и наличия подготовленных специалистов для выполнения таких работ [2].
Так как бестраншейный ремонт — мероприятие дорогостоящее, то для оправдания вкладываемых в ремонт материальных средств требуется проводить оценку эффективности его проведения. Для этого автором предложены два специальных критерия оценки:
— по гидравлическим и эксплуатационным характеристикам трубопровода, характеризуемым гидравлический потенциал трубопровода [3];
— по рациональной (обоснованной) стоимости затрат на проведение бестраншейного ремонта.
Рассмотрим предлагаемые критерии оценки на реальном примере ремонта старой водопроводной сети из стальных труб диаметром d ст./вн.= 300 мм, работающей под давлением PN = 1,0 Мпа (10 кг/см2), по которой проходит расход qст.= 85,0 л/с ( = 1,12 м/с, 1000 i = 6,190 мм/м) [4]. Требуется увеличить подаваемый расход до qпэ= 90,0 л/с, обеспечивая его неизменность во времени за счет использования напорных полиэтиленовых труб, проложенных бестраншейно.
Возможны два способа проведения бестраншейного ремонта:
— протяжка внутрь — релайнинг, ремонтируемого участка сети после его гидродинамической очистки с затягиванием плети полиэтиленовых труб на один типоразмер меньшего диаметра, чем диаметр ремонтируемого участка. То есть протяжка плети труб d пэ/нар.= 280 мм в стальной трубопровод d ст./вн. = 300 мм без его разрушения;
— протаскивание внутрь ремонтируемого участка плети полиэтиленовых труб на один типоразмер большего диаметра со взламыванием ремонтируемого участка. То есть протяжка плети d пэ/нар.= 315 мм в разрушенный стальной трубопровод d ст./вн. = 300 мм.
Требуется также произвести оценку эффективности каждого способа по предлагаемым критериям.
Для первого способа ремонта используется плеть полиэтиленовых труб с диаметрами d пэ/нар. = 280 х 16,6 мм;
d пэ/вн.= d пэ/нар. – 2e, где е — толщина стенки трубы, мм;
d пэ/вн. = 280 – (2 ∙ 16,6) = 246,8 мм, при = 90,0 л/с.
Пропуск требуемого расхода qпэ= 90,0 л/с обеспечен по полиэтиленовой трубе меньшего на один типоразмер диаметра в режиме экономичных скоростей потока 1,0÷2,0 м/с.
Определим удельные потери напора на трение и скорость потока для этого способа ремонта [5]:
1000 i = 11,222 мм/м/
таблица 1
Сравним гидравлические характеристики трубопровода до и после проведения ремонта первым способом. Результаты для сравнения заносим в таблицу 1.
Сравнение значений показателей, характеризующих гидравлический потенциал сети до и после проведения ремонта первым способом, показывает, что подаваемый расход увеличился на 5,9% (с 85,0 до 90,0 л/с), а скорость потока возросла на 40,4% (с 1,12 до 1,88 м/с) за счет уменьшения внутреннего диаметра трубопровода на 17,7% (с 300 до 246,8 мм). Это привело к увеличению удельных потерь напора на трение в полиэтиленовом трубопроводе на 44,8% (с 6,190 до 11,222 мм/м) и возрастанию энергетических затрат на перекачку увеличенного на 5,9% расхода до qпэ = 90,0 л/c.
Рис. 1. Основное оборудование для способа «труба в трубе»
Для проведения ремонта первым способом потребуется комплект оборудования для протяжки полиэтиленовой плети диаметром d пэ/нар. = 280 мм в стальной трубопровод d ст./вн. = 300 мм, полиэтиленовые трубы для их сварки в плеть (рис. 1) и бригада специалистов*, проводящих бестраншейный ремонт. Стоимость услуг бригады специалистов включена в стоимость оборудования.
* Стоимость оборудования, включая рабочую силу, на 01.01.2017 г. была следующей:
1 — автоматическая гидравлическая лебедка — 1 020 000 руб., НДС в т. ч.;
2 — жесткий «трос-кобра» длиной 120 п. м для затяжки в стальной трубопровод крюка для зацепа протягиваемой гидравлической лебедкой плети полиэтиленовых труб d пэ/нар. = 280 мм — 50 000 руб., НДС в т. ч.;
3 — автоматический стыковой сварочный аппарат для сварки труб d пэ/нар.= 280 мм в плеть — 1 100 000 руб., НДС в т. ч.;
4 — трубы ПЭ 100, SDR17, d пэ/нар.d пэ/нар.= 280 мм, L=12 м/шт. — 50 000 руб., НДС в т. ч.; стоимость 9 труб d пэ/нар.= 280 мм — 450000 руб., НДС в т. ч.
Для подсчета затрат на проведение бестраншейного ремонта первым способом были использованы цены на ранее приобретенный комплект оборудования и полиэтиленовых труб [6]. Стоимость технологического оборудования может изменяться в зависимости от его комплектации и ведущих фирм-производителей, находящихся в Германии, Дании или Швеции. Приведенные стоимости относятся к оборудованию фирмы TRACTO-TECHNIK, Германия, выпускающего оборудование для бестраншейного ремонта трубопроводов.
Таким образом, стоимость комплекта технологического оборудования для протаскивания плети полиэтиленовых труб диаметромм d пэ/нар. = 280 мм, длиной
108 п. м (9 труб) складывается из суммы затрат по позициям 1–4 с учетом стоимости услуг бригады специалистов из 3–4 человек:
1 020 000 + 50 000 + 1 100 000 + 450 000 = 2 620 000 руб., НДС в т. ч.
Рис. 2. Основное оборудование для способа «взламывание»
Аналогично сумма затрат на проведение бестраншейного ремонта трубопровода диаметром d ст./вн. = 300 мм со взламыванием стальных труб для протаскивания плети полиэтиленовых труб диаметром d пэ./нар. = 315 мм (d пэ/вн. = 277,6 мм) будет складываться из стоимости комплекта технологического оборудования и стоимости 9 труб диаметром d пэ/нар. = 315 мм и стоимости бригады, проводящей ремонты трубопровода. Стоимость комплекта оборудования* включает (рис. 2):
1 — лафет (оборудование — «Грюндобурст 800 G», Германия) и 140 специальных
штанг (по 0,75 м — каждая);
2 — гидростанция с дизельным приводом;
3 — разрушающая насадка для труб d ст./вн.= 300 мм;
4 — вставной калибр для присоединения затягиваемой полиэтиленовой плети
= 315 мм.
Стоимость комплекта технологического оборудования, согласно п.п. 1–4, 15 000 000 руб., НДС в т. ч.;
5 — автоматический стыковой сварочный аппарат для стыковой сварки труб
диаметром 315 мм — 1 100 000 руб., НДС в т. ч.;
6 – стоимость 9 труб d пэ/нар. = 315 мм — 570 000 руб., НДС в т. ч.
* стоимость бригады, проводящей ремонт, включена в стоимость оборудования.
С учетом затрат на приобретение 9 полиэтиленовых труб стоимость комплекта труб для взламывания стальных труб d ст./вн.= 300 мм составляет:
Сравним гидравлические характеристики трубопровода до и после проведения ремонта вторым способом (табл. 2).
Сравнение значений гидравлических характеристик трубопровода до и после ремонта вторым способом показывает, что скорость потока возросла на 33,0% (с 1,12 до 1,49 м/с) за счет уменьшения внутреннего диаметра полиэтиленового трубопровода на 7,5% (с 300 до 277,6 мм), что приведет к увеличению удельных потерь напора на трение в полиэтиленовом трубопроводе на 5,6% (с 6,190 до 6,538 мм/м) и незначительному возрастанию энергетических затрат на транспортирование потока.
Сравнивая значения гидравлических характеристик по двум способам бестраншейного ремонта, приходим к выводу, что предпочтительным способом по гидравлическим характеристикам является второй способ.
Однако сравнивая величины ценовых значений второго критерия — стоимость приобретения комплекта технологического оборудования, включая трубы, по двум способам ремонта, приходим к выводу, что первый способ ремонта по стоимостным показателям на 84,3% дешевле стоимости второго, т. е. в 6,4 раза.
Таким образом, предложенные критерии оценки эффективности бестраншейного ремонта трубопроводов позволяют обоснованно принимать к реализации только тот способ ремонта, который в гидравлическом и стоимостном выражении обоснован цифровыми значениями предлагаемых критериев.
Поэтому, несмотря на меньшие значения удельных потерь напора для второго способа ремонта, следует применять первый способ, так как для него цифровые значения второго критерия в 9,26 раза меньше значения этого критерия, в сравнении со вторым способом ремонта.
Литература
1. ЗМ изобрело для России технологию — бестраншейный ремонт водопровода. // www.002.ru.fid/50, 02.03.2017.
2. Рекомендации по выбору способа и подбору технологического оборудования для бестраншейного ремонта инженерных сетей. // Под ред. докт. техн. наук, профессора О. А. Продоуса, НИИ АКХ им. К. Д. Памфилова, Санкт-Петербург, 2004. — 54 с.
3. Продоус О. А. Что дает учет гидравлического потенциала водопроводной сети города? «Трубопроводы и экология». // М., 2008, № 2. — С. 30–31.
4. Шевелев Ф. А., Шевелев А. Ф. Таблицы для гидравлического расчета водопроводных труб. Справочное пособие. — 10-е изд., дополненное. // М.: ООО «Издательский Дом «Бастет», 2014. — 384 с.
5. Продоус О. А. Таблицы для гидравлического расчета труб напорных из полиэтилена. Справочное пособие. Издание 2-е — переработанное и дополненное. // Издательский дом Герда», Санкт-Петербург, 2011. — 240 с. ил.
6. Продоус О. А. Приоритеты при выборе технологического оборудования и материалов для бестраншейного ремонта инженерных сетей в регионах Российской Федерации. // Доклад на 26-й Всероссийской конференции международного общества по бестраншейным технологиям NO-DIG 2008. Москва 3–6 июня 2008.
В последнее время приоритетной задачей государства становится внедрение информационных технологий в сферы управления и развития отраслей инженерно-энергетического комплекса (ИЭК) и жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) городов. В область теплоснабжения внедрение информационных технологий началось с появлением геоинформационных систем (ГИС) и разработки на их базе электронных моделей систем теплоснабжения. В статье представлен опыт разработки и интеграции в информационное пространство Санкт-Петербурга электронной модели теплоснабжения и базирующейся на ней информационно-аналитической системы. В настоящее время информационно-аналитическая система по схеме теплоснабжения Санкт-Петербурга (ИАС ТС) запущена и проходит тестирование.
Национальная ориентация на развитие информационного общества [1] и мировой тренд интеллектуализации городов (распространение концепций Smart Home — Smart Grid — Smart City) определяют необходимость внедрения информационных технологий в сферы управления и развития отраслей инженерно-энергетического комплекса и жилищно-коммунального хозяйства городов.
В российском теплоснабжении началом масштабного применения информационных технологий (ИТ) следует считать принятие Федерального закона № 190 «О теплоснабжении» (ФЗ190) и Постановления Правительства № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» (ПП154). Количественно к настоящему моменту утверждено более 10 тысяч схем теплоснабжения (СхТСН) [2], в рамках которых для городов с численностью населения 100 тысяч человек и более в обязательном порядке разработаны электронные модели теплоснабжения (ЭМТС). Следует отметить, что, несмотря на необязательность, по причине высокой практической значимости ЭМТС разрабатываются и для средних и малых поселений, с той или иной степенью детализации.
Рис. 1. Схема взаимодействия отраслевых информационных систем, интегрированных в государственную информационную систему
АО «Газпром промгаз» — научно-исследовательский и проектный институт ПАО «Газпром» выполняет разработку и актуализацию СхТСН с момента принятия ФЗ-190. За этот период времени разработаны и актуализированы схемы теплоснабжения Нижнего Новгорода, Москвы и Санкт-Петербурга, а также ряда других городов с населением менее 500 тысяч человек. Стратегия АО «Газпром промгаз» при разработке СхТСН основывается на комплексном подходе, в том числе на углубленной информатизации и не ограничивается только разработкой ЭМТС. Разработанная электронная модель внедряется в процесс управления теплоснабжением. Целевым ориентиром здесь являются отраслевые информационные системы на базе расчетных электронных моделей, замыкающие на себе региональную информацию по инфраструктуре и взаимодействующие с информационными системами различных уровней. На рис. 1 представлена схема взаимодействия ЭМТС с другими информационными системами на примере Санкт-Петербурга.
Разработанные отраслевые электронные модели являются основой для структурирования и объединения в единое целое разрозненной информации по инфраструктуре города, включая информацию по объектам капитального строительства. Последнее предполагает увязку отраслевых ГИС-систем с BIM-технологиями, внедряемыми в строительстве.
Этапы и особенности развития ЭМТС Санкт-Петербурга
Рис. 2. Этапы развития ЭМТС Санкт-Петербурга
ЭМТС — это геоинформационный слой, описывающий расположение объектов теплоснабжения на топографической основе города в виде связного графа и содержащий сведения о характеристиках данных объектов [3]. Развитие ЭМТС Санкт-Петербурга связано с этапами разработки и актуализации СхТСН города [4, 5, 6]. На рис. 2 представлены этапы развития ЭМТС и сервисы на ее основе.
Первичная разработка общегородской ЭМТС заключалась в совмещении на единой карте города большого количества схем, разработанных по разным стандартам и под разные задачи. Затем была выполнена корректировка и дополнение ЭМТС недостающей информацией, и далее ведется ее непрерывная актуализация по каждому источнику до конечного потребителя (рис. 3).
Рис. 3. ЭМТС различных уровней на примере одного квартала: а) фрагмент ЭМТС 1-го уровня; б) фрагмент ЭМТС 2-го уровня
Главной особенностью ЭМТС Санкт-Петербурга на данном этапе развития является ее масштабность и практическая значимость. К настоящему моменту времени модель включает более чем 250 тысяч элементов (источники тепловой энергии, участки тепловых сетей, арматура, тепловые пункты, камеры и др.), размещенных на топографической основе города. По каждому элементу ведется база данных, необходимая для паспортизации, расчетов и моделирования систем. ЭМТС покрывает практически всю территорию Санкт-Петербурга и прилегающие территории Ленинградской области, обеспечиваемые тепловой энергией от городских источников. Источниками информации для развития и проверки ЭМТС являются более 150 ресурсоснабжающих организаций города. В качестве программного обеспечения используется геоинформационная система ZuluGIS.
Изначально ЭМТС представляла собой набор геоинформационных слоев ЭМТС, разделенных по территориальному признаку. На данный момент ЭМТС Санкт-Петербурга — это единый слой, в котором все объекты теплоснабжения расположены в единых географической проекции и геодезических отметках местности. Такой подход упрощает обслуживание ЭМТС и позволяет вести моделирование систем теплоснабжения в сопоставимых условиях. Развитию функциональных возможностей ЭМТС способствует взаимовыгодное сотрудничество ее разработчиков с разработчиками ZuluGIS, в частности, в комплекс внедрена методика расчета надежности тепловых сетей [7].
Фактически с использованием ЭМТС Санкт-Петербурга решается больший объем задач, чем предусмотрено ПП 154. Дополнительно решаются задачи градостроительства Санкт-Петербурга, где ЭМТС используется при разработке проектов планировки территорий, генерального плана и оперативного управления с моделированием аварийных режимов и фиксацией отключений потребителей. Для этого актуальные копии ЭМТС передаются в городские комитеты и службы. Передача осуществляется в установленных форматах: Zulu — для Комитета по энергетике и инженерному обеспечению и Комитета по информатизации и связи; MapInfo — для Комитета по градостроительству и архитектуре.
Рис. 4. Синхронизация баз данных (БД) слоев разных состояний
Востребованность ЭМТС Санкт-Петербурга связана с одновременным обеспечением трех многокомпонентных задач:
— визуализации систем теплоснабжения в виде связанного графа на топографической основе города;
— паспортизации объектов теплоснабжения с привязкой к графическому изображению;
— автоматизации расчетов и компьютерного моделирования систем теплоснабжения.
Среди важных особенностей ЭМТС Санкт-Петербурга следует отметить следующие:
Привязка объектов на топооснове имеет отклонения до ±10÷15 м в отдельных зонах, что соответствует точности аэротеплосъемки и принципиальных схем.
В полном объеме учитывается основная арматура на участках большого диаметра, в меньшей степени арматура на квартальных сетях.
3. Ведется одновременно более двух состояний ЭМТС (фактическое и перспективное + состояния по режимам и вариантам развития — рис. 4).
Рис. 5. Фрагмент одного квартала с ЦТП в различных ЭМТС: а) ЭМТС ООО «Петербургтеплоэнерго»; б) ЭМТС АО «Теплосеть Санкт-Петербурга»; в) ЭМТС Санкт-Петербурга
5. ЭМТС отличается от совокупности ЭМТС ТСО в части принятых стандартов отображения и ведения баз данных (рис. 5).
Из рис. 5 видны следующие отличия:
— в ЭМТС ООО «Петербургтеплоэнерго», обслуживающей ЦТП и квартальные сети, отсутствуют магистральные сети, от которых запитано ЦТП, а само ЦТП моделируется в виде источника;
— в ЭМТС АО «Теплосеть Санкт-Петербурга», обслуживающей магистральные сети, отсутствуют квартальные сети, а нагрузка моделируется на магистрали в виде обобщенного потребителя;
— ЭМТС Санкт-Петербурга (разработчик АО «Газпром промгаз») моделирует сеть в полном объеме и в соответствии с фактическим типом и режимом работы объекта теплоснабжения.
Разработка и описание информационно-аналитической системы по схеме теплоснабжения Санкт-Петербурга
Разработке ИАС ТС предшествовал анализ нескольких конкурентных продуктов информационных систем, имеющихся на рынке. По итогам анализа за основу была выбрана система GIS BIS, совместимая c ZuluGIS, устойчиво работающая и успешно апробированная при управлении инфраструктурой муниципальных округов, городов и предприятий [8].
ИАСТ ТС имеет доступ через Интернет с использованием любого web-браузера со стационарных и мобильных устройств путем реализации адаптивного дизайна (рис. 6).
Рис. 6. Аппаратные средства использования ИАС ТС
Целью создания ИАС ТС было повышение эффективности разработки и использования материалов СхТСН за счет автоматизации процессов поиска, анализа и представление информации о системах теплоснабжения Санкт-Петербурга. Указанная цель достигается благодаря:
1) снижению временных затрат на анализ пространственной и семантической информации СхТСН;
2) созданию единого информационного пространства по СхТСН в качестве дополнения к документации, хранящейся в виде отдельных файлов;
3) обеспечению категорированного доступа к взаимосвязанным материалам СхТСН и электронной модели без установки специализированного программного обеспечения;
4) ведению архива версий документов схемы теплоснабжения.
ИАС ТС построена с использованием современной, модульной и открытой архитектуры. Это централизованная система, т. е. все данные располагаются в центральном хранилище. Система имеет трехуровневую архитектуру. Для обеспечения основных функций используются:
— база данных ИАС ТС, представляющая собой единое централизованное хранилище данных, функционирующее под управлением реляционной СУБД, а также инструмент хранения содержимого документов, использующий нереляционную СУБД;
— серверный компонент — набор программных комплексов, которые обеспечивают хранение, извлечение, обработку и анализ данных;
— пользовательский компонент — Web-приложение, включающее в себя набор программных средств для обеспечения доступа пользователей к базе данных, построенное на концепции WEB 2.0 и умеющее адаптировать интерфейс к различным типам рабочих мест — персональным и планшетным компьютерам, мобильным устройствам.
Рис. 7. Структура взаимосвязанной информации, содержащейся в ИАС ТС
В ИАС ТС выделяются 11 функциональных подсистем:
— подсистема хранения документов, предназначенная для хранения банка документов, а также ведения архива версий документов;
— подсистема поиска по содержимому документов, а также по их мета-данным;
— подсистема визуализации документов, которая обеспечивает постраничное отображение документов различных форматов;
— подсистема хранения данных электронной модели тепловой сети, которая хранит в себе сведения о пространственной модели тепловой сети, свойствах и топологической взаимосвязи ее элементов;
— подсистема визуализации электронной модели тепловой сети, обеспечивающая графическое построение тепловой сети в пределах заданного площадного участка;
— подсистема получения семантических данных модели тепловой сети по географическим координатам;
— подсистема поиска по семантическим данным модели тепловой сети, обеспечивающая поиск по различным комбинированным фильтрам;
Рис. 8. Реализация принципа «единого окна» доступа к различной информации
— подсистема резервного копирования;
— подсистема формирования и визуализации отчетности, позволяющая экспортировать обобщенные данные в различные форматы обмена;
Рис. 9. Схема функционирования ИАС ТС
— подсистема распределения прав доступа, предназначенная для ограничения доступа к банку данных документов и электронной модели тепловой сети, ограничивающая данные и действия пользователя в пределах его зоны ответственности;
— подсистема аналитики семантических данных электронной модели тепловой сети.
ИАС ТС имеет гибкую систему фильтрации данных при поиске. Можно быстро построить сложный запрос и сохранить его в системе. При этом вся хранящаяся в системе информация взаимосвязана, что позволяет автоматизировать переходы от одного вида информации к другому по принципу «единого окна» (рис. 7, 8).
Разработка ИАС ТС — это важный шаг к созданию единой платформы Smart City. На рис. 9 приведена предлагаемая схема функционирования ИАС ТС.
Выводы
Внедрение информационных технологий в сферы управления и развития отраслей инженерно-энергетического комплекса и жилищно-коммунального хозяйства городов является мировым трендом. В России эта государственная задача отнесена Указом Президента РФ № 203 от 09.05.2017 к одной из первоочередных.
Внедрению информационных технологий в сферу теплоснабжения способствовал выход ряда нормативных актов, таких как ФЗ190, ПП154 и др.
При разработке и актуализации схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга создана масштабная электронная модель, позволяющая решать задачи, превышающие требования, предусмотренные перечисленными выше нормативными актами.
Электронная модель схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга уже интегрирована в ряд информационных систем города (в АСУ ЕДС, ИСОГД), и продолжается работа по ее внедрению в другие информационные системы.
На базе электронной модели схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга разработана, запущена и проходит тестирование информационно-аналитическая система предоставления информации по схеме теплоснабжения для органов исполнительной власти и других заинтересованных лиц, позволяющая оперативно корректировать и получать информацию по схеме в онлайн-режиме, в том числе с помощью мобильных устройств.
Литература
Указ Президента РФ от 09.05.2017 № 203 «О Стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017–2030 годы».
2. Пузаков В. С. Анализ разработки и утверждения схем теплоснабжения в Российской Федерации. Энергосовет, № 2 (39), 2015.
3. Регламент актуализации данных о состоянии тепловых сетей Санкт- Петербурга в АСУ ЕДС теплоснабжающими организациями Санкт-Петербурга, 2016.
4. Приказ Минэнерго № 906 от 09.12.2014 «Об утверждении схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга на период до 2030 г.».
5. Приказ Минэнерго № 461 от 08.07.2015 «Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга на период до 2030 г.».
6. Приказ Минэнерго № 1330 от 16.12.2016 «Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга на период до 2031 г.».
7. Кирюхин С. Н., Сеннова Е. В., Шиманская А. О. Методология и алгоритм расчета показателей надежности теплоснабжения потребителей и резервирования тепловых сетей при разработке схем теплоснабжения. Новости теплоснабжения/Ежемесячный научно-технический журнал. № 12/160, Москва, 2013 г. 56 с.
8. Информационно-аналитическая система для управления инфраструктурой города, региона или предприятия GIS BIS [Электронный ресурс]/URL: http://gisbis.ru.
В работе рассматриваются особенности отопления крупногабаритных помещений с использованием темных газовых инфракрасных излучателей, повышение коэффициента полезного использования газа, а также использование остаточного тепла продуктов сгорания для нагрева воды на технологические нужды завода.
Ключевые слова: излучатель, теория лучистого отопления, газовый, инфракрасный, отопление лучистое.
При проектировании крупногабаритных помещений часто возникает вопрос о выборе наиболее эффективной и экономически выгодной системы отопления. Одним из современных методов решения этой проблемы является система лучистого отопления на базе темных инфракрасных газовых излучателей. Существенная экономия средств достигается в процессе эксплуатации данной системы, однако можно повысить коэффициент полезного использования газа за счет утилизации теплоты продуктов сгорания на выходе из горелки. Примером может быть система лучистого отопления цехов крупного промышленного предприятия СПб. В одном из цехов завода применена система инфракрасного отопления с помощью излучателей фирмы PENDER c газовой горелкой WG 30 номинальной мощностью QГ = 350 кВт. Система отопления расположена под потолком цеха на высоте 11 метров, работает в автоматическом режиме, поддерживая на рабочих местах комфортную постоянную температуру. Рассмотрим зависимость КПД и КПИ (коэффициент полезного использования газа) лучистого отопления в зависимости от габаритов помещения, места расположения излучающих трубок и устройств газовых горелок.
Рис. 1. Газовый инфракрасный «темный» излучатель фирмы ADRIAN SA
При отоплении газовыми инфракрасными излучателями полезной частью является излучение, попадающее непосредственно на пол, окружающие предметы и людей, находящихся в рабочей зоне. При этом потерями на рассеивание считаются потери, связанные с попаданием части излучения на ограждающие конструкции выше зоны пребывания людей. Величина этих потерь зависит от расположения излучателей, высоты их установки и угла наклона, конструкции отражателей и отражающих свойств среды, находящейся под облучением:
— при высоте помещения, составляющей больше 1/3 ширины в одном из направлений, потери на рассеивание увеличиваются. На практике потери на рассеивание составляют 10–20%.
— различают два основных типа газовых излучателей. Это «темные» излучатели и «светлые» (или «красные») излучатели. В нашем случае использовались горелки с темными излучателями, поэтому будем рассматривать только эти горелки.
Первый тип горелок с темными излучателями изображен на рис. 1.
В горелках этого типа сгорание газовоздушной смеси происходит внутри металлической трубы, которая и является излучающим элементом. Температура излучающей поверхности у данного типа не превышает 600 °С. Этот тип излучателей имеет газогорелочный блок с принудительной подачей воздуха на горение и отводом продуктов сгорания с помощью вентилятора в атмосферу.
Рис. 2. Модель «темного» излучателя «novoSchwank» компании Schwank (коэффициент излучения 52%)
Рис. 3. Модель «calorSchwank» компании Schwank
Обычно применяют одиночные или спаренные каналы U-образной формы, закрытые сверху рефлектором, покрытым изоляцией. Такое спаренное расположение нагретых труб обеспечивает равномерное температурное поле по всей длине излучателя. Конструкция «супертемных» излучателей похожа на конструкцию «темных» излучателей. Основным отличием является наличие более мощной горелки, мощность которой может достигать нескольких сотен кВт. Излучающие трубы имеют больший диаметр, а их длина может достигать сотен метров. «Сверхтемные» излучатели можно устанавливать на высоте 4 м.
В среднем КПД лучистой составляющей для большинства моделей «темных» излучателей не превышает 55…60 %. На рис. 2 представлен подобный тип излучателей.
Для увеличения лучистого КПД в «темных» излучателях используют рефлекторы различной конструкции и различной тепловой изоляцией для уменьшения конвективной составляющей. Совершенствуют выпускающие фирмы сами горелочные устройства. Благодаря применению инновационных технологий сгорания, высококачественной теплоизоляции и комбинации различных материалов, улучшающих характеристики рефлектора и излучающей трубы, компании Schwank удалось достичь значений лучистого КПД 70,2% в модели излучателя calorSchwank (см. рис. 3). Эти данные были получены компанией Schwank при проведении испытания горелок в лаборатории по стандартам, принятым в Германии согласно DIN EN 416-2.
Рис. 4. Модель горелки WG30 компании Weishaupt
Рис. 5. Схема сравнения параметров оборудования «темных» газовых излучателей компании Schwank
Общий КПД и КПИ излучателя зависит от количества теплоты, выбрасываемой с отработанными газами. У «темных» и «сверхтемных» излучателей предусмотрен организованный отвод продуктов сгорания на улицу. В зависимости от конструкции этих излучателей общий КПД может варьироваться в пределах 55–78%.
Схема для сравнения параметров оборудования «темных» газовых излучателей компании Schwank представлена на рис. 5.
В некоторых конструкциях воздух на горение забирается снаружи (горелки фирмы Schulte). При этом воздухозаборная труба располагается внутри трубы для удаления дымовых газов наружу. Это позволяет максимально утилизировать тепло дымовых газов.
Рис. 5. Схема сравнения параметров оборудования «темных» газовых излучателей компании Schwank
Фирма Schulte выпускает шесть типов инфракрасных газовых нагревателей как с одинарными, так и со спаренными черными каналами диаметром 150 и 250 мм и мощностью в широком диапазоне от 22 до 150 кВт. Аналогичные конструкции излучателей выпускают фирмы Pakole мощностью в пределах от 14 до 58 кВт, Fraccaro мощностью от 10 до 50 кВт, GoGaS мощностью от 10 до 48 кВт, ADRIAN мощностью от 12 до 50 кВт, Pender мощностью 350 кВт.
Рис. 6. Схема горелки фирмы ADRIAN SA
Ниже рассмотрена конструкция горелки фирмы ADRIAN.
Горелка фирмы ADRIAN сконструирована таким образом, что имеются три контура смешивания воздуха и газа. Первичный контур 1 использует как кинетическую энергию втягиваемого вентилятором воздуха, так и принцип эжектирования воздуха газовой струей. В контуре 2 происходит смешивание воздуха и газа в основном за счет кинетической энергии воздуха. Оба первичных контура создаются отверстиями (для каждого контура свое количество) с разным наклоном, разными местами расположения по отношению к струе воздуха и с разными диаметрами. На работу всей горелки значительным способом влияет взаимное расположение калиброванного отверстия газового шкафа, через которое вентилятор втягивает воздух в смесительную камеру, и 10 отверстий двух первых контуров. В третьем контуре на конце (срезе) горелки процесс образования газовой смеси завершается.
Рис. 7. Схема горелки типа Whisper-Jet компании Schwank, применяемая в конструкции «темных» излучателей
Другая конструкция горелки, отличная от представленной выше, разработана компанией Schwank.
Горелочная система Whisper-Jet состоит из горелки и нагнетающего вентилятора. Эта система производит длинное ламинарное пламя, проходящее внутри излучающей трубы. При этом обеспечивается равномерная теплопередача в излучающей трубе, более сбалансированная теплоотдача. Преимуществом данного типа горелок является то, что нагнетающий вентилятор не контактирует с горячими отработанными газами, и, как следствие, он более надежен и долговечен в эксплуатации.
В цехе смонтированы теплоизлучающие трубы фирмы PENDER c газовой горелкой Weishaupt WG 30 номинальной мощностью QГ = 350 кВт.
Используется природный газ с теплотой сгорания Qн = 34 299 кДж/м3, что составляет 9,53 кВт·ч/м3 при сжигании 1 м3 газа. При среднем КПД горелки = 80% расход газа на горелку составляет . Потери тепла с продуктами сгорания составляют 20%. По результатам наших измерений температура уходящих газов составляет 120 °С.
Объем продуктов сгорания , тогда теплота продуктов сгорания будет кВт.
Актуальным является дальнейшее использование остаточного тепла продуктов сгорания темных излучателей. Можно использовать остаточное тепло в гибридном сочетании трех высокоэффективных технологий: инфракрасный нагрев, соединенный с обычным водяным отоплением, при помощи теплообменного аппарата, в котором происходит передача тепловой энергии продуктов сгорания газа жидкости. Рационально использовать теплообменник в непосредственной близости к газовым излучателям.
Энергию продуктов сгорания можно использовать для нагрева воды на технологические нужды завода или на нагрев воздуха. Так, возможно установить газовый напольный котел Bosch Gaz 2500 F мощностью 25 кВт, КПД которого 92% и температура подающей/обратной линии 80/60 °C. Температура дымовых газов на выходе из котла 60 °C.
Таким образом, можно сделать вывод: совокупность преимуществ за счет оптимизированного КПД излучения инфракрасных излучателей, эффективной автоматики управления и инновационного использования остаточного тепла обеспечивает полную интегрированную систему, которая является самым эффективным концептом тепла, поднимающим общий энергетический КПД в экономичном современном отоплении больших помещений до 108%.
Литература
1.Молька В.«Три «Э» в отоплении промышленных предприятий» // Словакия. Банска Быстрица, 2006. С. 51–57
2. Романова Е.А. Энергосберегающие системы газового отопления и вентиляции. Журнал «Новости теплоснабжения» № 12 (88), 2007. — С. 55–61.
3. Шиванов В. В. Обеспечение теплового режима производственных помещений системами газового лучистого отопления: автореф. дис. … канд. техн. наук: 05.23.03 / Шиванов Владимир Владимирович; [Нижегор. гос. арх.-строит. ун-т]. — Нижний Новгород, 2007. — 21 с.
Внутрипольные конвекторы предназначены для систем водяного отопления жилых, общественных и административных зданий, в том числе детских учреждений, коттеджей и офисов [1–8].
Конвекторы удачно решают проблемы отопления помещений, где установка традиционных приборов затруднена из-за отсутствия места для их размещения (например, при сплошном остеклении фасада) или нецелесообразна, согласно требованиям современного дизайна. Конвекторы монтируются в конструкции пола вдоль окон и стен отапливаемых помещений и подключаются к системам водяного отопления. В жилых зданиях они могут быть установлены, например, в вестибюлях, в зимних садах и других подобных помещениях. Конвекторы с естественной конвекцией применяются в качестве экранов на пути холодного воздуха у светопрозрачных конструкций. Предотвращается поступление потока холодного воздуха от окон, и тем самым в помещении создается комфортный микроклимат.
Внутрипольные конвекторы рекомендуется применять только в насосных системах отопления. Конструкции конвекторов выпускаются с естественной и принудительной конвекцией. При монтаже внутрипольного конвектора короб с теплообменником скрывают в конструкции пола, погружая в цементную стяжку или проемы, организованные в фальшполах. Видимой остается только декоративная решетка, цвет которой можно подобрать под внутренний интерьер помещения. Решетка может быть продольной или рулонной. Она изготавливается из анодированного или покрытого полимерной краской алюминия, а также из нержавеющей стали, латуни и ценных пород дерева.
У большинства встраиваемых конвекторов короб выполнен из оцинкованной или нержавеющей стали. В качестве нагревательного элемента чаще всего используется медно-алюминиевый теплообменник, но применяются и полностью медные нагревательные элементы (в помещениях с высокой влажностью).
Для удобства монтажа теплообменники делают как концевыми (подающий и обратный трубопроводы подводятся с одной стороны), так и проходными. Конвекторы с односторонним подключением обладают тем преимуществом, что при подсоединении к системе отопления с помощью гибких подводок дают возможность вынимать теплообменник из короба без отключения от системы, что удобно при уборке.
Анализ рекомендаций производителей конвекторов с естественной конвекцией позволил сделать следующие основные выводы:
— выбор места расположения нагревательного элемента в корпусе (установочном коробе) определяется соотношением тепловых потерь через остекление и теплового потока конвектора; основным является размещение нагревательного элемента в центре корпуса конвектора (рис. 1);
— расстояние от остекления до конвектора — от 80 до 350 мм.
Рис. 1. Варианты расположения нагревательного элемента в установочном коробе
Варианты расположения нагревательного элемента в установочном коробе (рис. 1):
— вариант 1 — размещение нагревательного элемента со стороны помещения вплотную к стенке короба;
— вариант 2 — размещение нагревательного элемента со стороны остекления вплотную к стенке короба;
— вариант 3 — размещение нагревательного элемента в центре короба.
В связи с противоречивостью рекомендаций производителей по монтажу внутрипольных конвекторов эти данные требуют экспериментальной проверки.
Рис. 2. Визуализация потоков воздуха: а — вид конвектора при испытаниях; б — визуализация потоков воздуха задымлением при расположении нагревательного элемента у стенки короба со стороны помещения (вариант 1); конвектор на расстоянии 100 мм от стенки; в — термограмма (тепловизионная съемка) при расположении нагревательного элемента у стенки короба со стороны помещения (вариант 1); конвектор у стенки; г — термограмма при расположении нагревательного элемента в центре короба (вариант 3); конвектор на расстоянии 100 мм от стенки
В лаборатории кафедры теплогазоснабжения и вентиляции СПбГАСУ выполнены экспериментальные исследования встраиваемого в пол конвектора КРКД 43.14.150 (ОАО «Изотерм», Россия, рис. 2) с восьмитрубным нагревательным элементом. Нагревательный элемент оснащен с двух сторон боковыми отсечными планками высотой 32 мм. Основные размеры испытанной модели конвектора: длина — 1500 мм; глубина конвектора — 430 мм; высота конвектора — 140 мм. Трубы по ходу теплоносителя подсоединены в каждом ярусе попарно по схеме сверху вниз для двух ярусов.
Характеристики нагревательного элемента конвектора:
— размеры пластин оребрения (глубина/высота) — 200/100 мм;
— длина оребренной части нагревательного элемента — 1173 мм;
— количество пластин оребрения — 168 шт;
— шаг пластин оребрения — 7,0 мм;
— толщина пластин оребрения — 0,22 мм;
— высота боковых отсечных планок — 32 мм;
— количество труб — 8 шт.;
— наружный диаметр труб после их дорнования — 15,5 мм;
— толщина стенок труб — 0,4 мм.
Конвектор располагался на расстоянии 0, 100, 190, 300 и 400 мм от стенки (остекления). При проведении экспериментальных исследований стенка не охлаждалась.
Рис. 3. Визуализация потоков воздуха (тепловизионная съемка): а — термограмма при расположении нагревательного элемента в центре короба (вариант 3; конвектор на расстоянии 100 мм от стенки); б — изменение температуры по линии Li2 (снизу-вверх по высоте)
Выполненная визуализация потоков воздуха задымлением и тепловизионная съемка показывают, что во всех случаях наблюдается настилание нагретой струи воздуха от конвектора на ограждение (рис. 2). При настилании струя поджимается к ограждению и разгоняется. Настилающаяся на остекление струя повышает температуру остекления (рис. 3).
Максимальный тепловой поток конвектора обеспечивается при расположении нагревательного элемента у стенки короба со стороны остекления (вариант 2) при расположении конвектора на расстоянии от 0 до 100 мм от стенки. Например, при среднем температурном перепаде
где t1 — температура теплоносителя на входе в нагревательный элемент, °С; t2— температура теплоносителя на выходе из нагревательного элемента, °С; tв— температура воздуха в помещении, °С,
тепловой поток при расположении конвектора на расстоянии 100 мм от стенки Q = 1441 — Вт (100%).
Рис. 4. Зависимость теплового потока конвектора от среднего температурного перепада при расположении конвектора на расстоянии 100 мм от стенки 1 — вариант 1; 2 — вариант 2; 3 — вариант 3
При размещении нагревательного элемента в центре короба (вариант 3) тепловой поток снижается на 5% (Q = 1365 Вт), а при размещении со стороны помещения (вариант 1) — на 22% (рис. 3). При размещении нагревательного элемента конвектора со стороны помещения вплотную к стенке короба наблюдается обратный поток нагретого воздуха, заходящего через решетку в нагревательный элемент.
Изменение расстояния от стенки до конвектора в пределах от 100 до 200 мм незначительно сказывается на тепловом потоке конвектора. При увеличении расстояния со 100 до 190 мм в варианте 3 (расположение нагревательного элемента конвектора в центре короба) тепловой поток при среднем температурном перепаде 70 °С уменьшился на 3% (с 1365 до 1323 Вт. Дальнейшее увеличение расстояния от стенки до конвектора до 300 мм приводит к уменьшению теплового потока на 7% (с 1365 до 1266 Вт).
Уменьшение расстояния со 100 до 0 мм в варианте 1 (размещение нагревательного элемента со стороны помещения вплотную к стенке короба) позволяет увеличить тепловой поток на 3%.
Заключение
1. При установке внутрипольных конвекторов на расстоянии до 400 мм от ограждений (остекление, наружная стена) создается восходящая конвективная струя, настилающаяся на ограждение.
2. При настилании конвективной струи увеличивается температура ограждения и, соответственно, тепловые потери через ограждение.
3. Максимальный тепловой поток конвектора обеспечивается при расположении нагревательного элемента у стенки короба со стороны остекления при расположении конвектора на расстоянии от 0 до 100 мм от стенки.
4. Рекомендуется размещение нагревательного элемента внутрипольного конвектора с естественной циркуляцией воздуха со стороны остекления вплотную к стенке короба. Расстояние от остекления до конвектора должно быть в диапазоне от 100 до 200 мм.
5. При выборе варианта размещения нагревательного элемента конвектора следует учитывать, что номинальный тепловой поток отопительных приборов (Qн.у, Вт) определен при нормированных условиях и размещении нагревательного элемента в центре короба.
Литература
1. Здания и сооружения со светопрозрачными фасадами и кровлями. Теоретические основы проектирования светопрозрачных конструкций. Под общей редакцией И. В. Борискиной — СПб, Инженерно-информационный Центр Оконных Систем, 2012 — 400 с.
2. Крупнов Б. А., Крупнов Д. Б. Отопительные приборы, производимые в России и ближнем зарубежье: Научно-популярное издание. 3-е издание, дополненное и переработанное. — М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2010. — 152 с.
3. Майоров В. А. Передача теплоты через окна: Учеб. пособие. Издательство АСВ. — М.: 2014. — 120 с.
4. Махов Л. М. Отопление. Учеб. для вузов: — М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2014. — 400 с.
5. Отопительные приборы и поверхности — М.: Издательский центр «Аква-Терм», 2012. — 84 с.
6. Рекомендации по применению конвекторов «Гольфстрим» («Изотерм-ТД»), встраиваемых в конструкцию пола (вторая редакция). — М.: Научно-техническая фирма ООО «ВИТАТЕРМ», 2008. — 52 с.
7. Тульская С. Г. Экспериментальные исследования теплового режима производственных помещений и обеденных залов ресторанных комплексов / С. Г. Тульская, О. А. Сотникова, Ю. Г. Булыгина // Научный журнал Инженерные системы и сооружения. — 2012. — № 2 (8) — С. 62–70.
8. Jan Babiak, Bjarne W. Olesen, Dušan Petráš. Low Temperature Heating and High Temperature Cooling Embedded. Water Based Surface Heating and Cooling Systems. Guidebook NO 7 — REHVA, 2013. — 110 p.
В настоящее время отмечается возросший интерес к разработке новых принципов проектирования систем противодымной вентиляции закрытых подземных сооружений, что обусловлено развитием сети многоуровневых подземных автостоянок, размещаемых в цокольных этажах строящихся и проектируемых зданий. Современные вентиляционные системы больших многоярусных подземных автостоянок принято проектировать как универсальные или совмещенные — приточная и вытяжная системы вентиляции обеспечивают как противодымную, так и штатную общеобменную вентиляцию. Такой подход позволяет сократить количество как собственно вентиляторов, так и число вентиляционных шахт, что снижает стоимость вентиляционного оборудования и затраты на строительство, возрастает эффективность использования подземного пространства. Таким образом, режим дымоудаления становится определяющим при выборе основных параметров вентиляционной системы автостоянки, так как именно режим дымоудаления является режимом, определяющим максимальную нагрузку на вентиляционную систему.
В работе [1] показано, что наиболее распространенными подходами при моделировании движения дымовых газов в помещении автостоянки, где произошел пожар, является использование численных моделей, а именно CFD (Computer Fluid Dynamics) моделей, базирующихся на фундаментальных закономерностях механики жидкости и газов [20, 21]. Однако такие модели не могут использоваться при отсутствии исчерпывающей информации об объемно-планировочных решениях автостоянки и характеристиках применяемых вентиляторов. Применение CFD-моделей связано с существенными затратами и требованиями к квалификации проектировщиков. Поэтому CFD-модели целесообразно использовать при экспертизе принятых проектных решений. Их называют виртуальными испытаниями системы вентиляции [2].
При начале проектирования целесообразно руководствоваться существующими правилами проектирования таких вентиляционных систем и использовать упрощенные аналитические модели, позволяющие выбрать оптимальные параметры системы противодымной вентиляции при различных вариантах объемно-планировочных решений автостоянки.
В европейской практике используют рекомендации по выбору параметров противодымной вентиляции подземных автостоянок, основанные на обобщении практического опыта проектирования, строительства и эксплуатации таких объектов. В частности, Польский нормативный документ [3] рассматривает как традиционные поперечные, канальные системы, так и продольные струйные системы противодымной вентиляции подземных автостоянок [7, 8, 9]. Положения данного нормативного документа [3] соответствуют правилам и рекомендациям по проектированию систем вентиляции автостоянок и базируются на основных нормативных документах [15, 16, 17].
Сравнение и анализ особенностей данных систем вентиляции подземных автостоянок были ранее выполнены в [4, 5, 6]. Отечественные нормативные документы [10, 11, 12, 13, 14] позволяют определить параметры вентиляции автостоянки.
Рис.2 Резервуар дыма при поперечной системе дымоудаления
В рамках данной статьи рассмотрим основные положения [3] с целью анализа и сравнения основных выводов и рекомендаций данного документа с отечественными нормативными документами, регламентирующими требования к противодымной поперечной канальной вентиляции автостоянок закрытого типа. Наиболее важным параметром таких систем вентиляции является производительность вентиляторов дымоудаления. Очевидно, что размеры воздуховодов системы канальной противодымной вентиляции, определяемые по расходам продуктов горения, являются ограничивающим фактором при определении минимальной высоты потолочного перекрытия. В настоящее время наблюдается тенденция к более плотному заполнению подземного пространства автостоянки, как это показано на рис. 1. Минимальная допустимая высота потолка становится важным фактором при выборе типа и параметров системы вентиляции автостоянки.
Рис. 3. Усредненный график мощности горения легкового автомобиля
Применительно к традиционной канальной вентиляции считается, что снижение высоты потолка является фактором риска [3, 19]. Создаваемый в подпотолочном пространстве резервуар дыма (см. рис. 2) нестабилен вследствие нестационарности процесса горения автомобиля, что подтверждает график, представленный на рис. 3 [18]. Удержание нижней границы продуктов горения на заданной по соображениям безопасности высоте Y весьма проблематично.
В этом случае принятое значение производительности вентилятора дымоудаления становится важнейшим фактором обеспечения безопасности нахождения человека в помещении автостоянки закрытого типа.
Основные требования к определению параметров пожара автомобиля на закрытой автостоянке, представленные в таблице 1, соответствуют данным [13, 14, 15].
Таблица 1. Выбор проектных параметров пожара на автостоянке
Параметры очага горения
Автоматическая система пожаротушения
есть
нет
Габариты очага горения, м
2х5
5х5
Uf — периметр очага пожара, м
14
20
Qп — тепловая мощность очага пожара, МВт
4.0 (1 автомобиль) в странах ЕС4,5–5 (1 автомобиль) в РФ
8.0 (2 автомобиля) в странах ЕС9–10 (2 автомобиля) в РФ
Значение Qпв Европе несколько ниже, чем в России и составляет не более 4 МВт. Тем не менее расчетная производительность вентилятора дымоудаления, обеспечивающего отвод продуктов горения, заметно выше, чем в России.
Рассчитать массовый расход продуктов горения, поступающих с конвективной струей в подпотолочный слой (см. рис. 2), возможно в соответствии с [13] по формуле:
Gk = 0,032Qk 3/5Y
или в соответствии с [3] по формуле:
Gk = 0,188PY3/2
где Р — периметр очага горения (см. таблицу 1), м;
Y= 0,8H;
H— высота помещения;
Qк = (1 – φ)Qп — конвективная мощность пожара, кВт;
φ — доля теплоты, отдаваемая очагом горения за счет излучения и теплопроводности; при отсутствии данных принимается равной 0,4 в соответствии с рекомендациями [13];
Qп — тепловая мощность очага пожара автомобиля (см. таблицу 1), кВт.
Предполагаемое повышение температуры продуктов горения составляет ΔТпг. В идеальном случае будем считать, что подмес чистого воздуха на входе в шахту дымоудаления отсутствует. В этом случае ΔТпг можно определить по формуле:
(3)
где Ср = 1,01 кДж/кг К — теплоемкость дымовых газов.
В отличие от европейских стандартов в отечественной практике принято принимать более низкие значения ΔТпг , определяемые с учетом теплообмена продуктов горения с ограждающими конструкциями, а именно:
(4)
где Fп — площадь потолка помещения, м2; Lok — периметр ограждающих конструкций, м;
H — высота помещения, м; a— коэффициент теплоотдачи от продуктов горения к ограждающим конструкциям, кВт/(м2∙К); принимают равным 0,012.
Определение объемного расхода продуктов горения и производительности вентилятора дымоудаления Vex (м3/час) следует осуществлять в соответствии с формулой:
(5)
где — плотность наружного воздуха, кг/м3;
Т0 — температура наружного воздуха, К;
Ψ — коэффициент безопасности, равный 1,3 при Н ≤ 3,5 м, в соответствии с [3].
В таблице 2 представлен сравнительный расчет производительности вентилятора дымоудаления при пожаре одного автомобиля, выполненный в соответствии с российскими и европейскими нормами.
Таблица 2. Расчет значения Vex
Методика расчета [3]
Методика расчета [13]
Тип здания
Подземная автостоянка
Одноэтажное здание
Высота потолка Н, м
3,0
3,5
Высота границы дыма Y, м
2,4
2,0
Конвективная мощность очага горения Qк, кВт
2800
2700
Расчетный массовый расход продуктов горения, кг/с
9,78
7,33
Коэффициент безопасности Ψ
1,3
1,0
Повышение температуры продуктов горения, К
283
117
Объемный расход продуктов горения и производительность вентилятора дымоудаления, м3/ч
74 900
28 990
Рис. 4. Графики требуемой производительности вентилятора дымоудаления при изменении высоты границы дыма Y для автостоянки, оборудованной и не оборудованной автоматической спринклерной системой пожаротушения
Рис. 5. Графики требуемой производительности вентилятора дымоудаления при изменении температуры продуктов горения для автостоянки, оборудованной и не оборудованной автоматической спринклерной системой пожаротушения
На рис. 4 приводятся данные, рассчитанные по европейским [3] (ЕС) и российским [13] (РС) стандартам, позволяющие выбрать производительность вентилятора дымоудаления поперечной канальной системы противодымной вентиляции, при различных принятых расчетных значениях высоты границы дыма Y.
На рис. 5 приводятся данные, рассчитанные по европейским [3] (ЕС) и российским [13] (РС) стандартам, позволяющие выбрать производительность вентилятора дымоудаления поперечной канальной системы противодымной вентиляции, при различных принятых расчетных значениях температуры продуктов горения.
Другим важным обстоятельством при выборе производительности вентилятора дымоудаления является определение максимальной площади пожарного отсека автостоянки, которая должна быть оснащена автономной системой вентиляции и дымоудаления.
В России площадь помещения подземной автостоянки под пожарный отсек принимается в соответствии с [22] не более 3000 м2. В [3] аналогичная норма ограничена значением 2600 м2. Пожарные отсеки большего размера допустимы, если производительность системы противодымной вентиляции будет увеличена пропорционально частному от деления площади зоны и размера 2600 м2, а эффективность системы будет подтверждена с использованием численных расчетов и метода CFD-моделирования.
Рис. 6. Графики требуемой производительности вентилятора дымоудаления при увеличении площади пожарного отсека автостоянки, при различных высотах нижней границы продуктов горения
На рис. 6 показано влияние габаритов пожарного отсека автостоянки на выбор производительности вентилятора дымоудаления, рассчитанной в соответствии с рекомендациями [3]. В качестве габаритных характеристик приняты: площадь пожарного отсека и высота нижней границы продуктов горения Y над уровнем пола как функции высоты потолочного перекрытия, см (2).
Выполненный анализ свидетельствует о наличии существенных различий при выборе производительности вентиляторов дымоудаления канальной системы вентиляции с использованием отечественной и зарубежной нормативной базы. Представленные материалы позволяют сформулировать ряд выводов.
Производительность вентиляторов дымоудаления является важнейшим фактором обеспечения безопасности нахождения человека в помещении автостоянки закрытого типа.
Европейские стандарты предусматривают большее в 1,5…2,0 раза значение требуемой производительности вентиляторов дымоудаления, чем в отечественных стандартах.
Европейские стандарты допускают увеличение площади пожарного отсека автостоянки, оснащенной канальной вентиляцией, при пропорциональном увеличении производительности вентиляторов дымоудаления.
Литература
1. Свердлов А. В., Волков А. П., Рыков С. В. и др. Расчетные методы проектирования продольных струйных систем вентиляции автостоянок закрытого типа // Научный журнал НИУ ИТМО. Серия: Холодильная техника и кондиционирование. — 2016. — № 4. — С. 23–32.
2. Й. Виссник, К. Вогет. Вентиляция в подземных гаражах. Опыт Германии // Мир строительства и недвижимости. — 2012. — № 43. — С. 58.
3. W. Vengzhinsky, G. Krajewski. Systemy wentylacji pożarowe jgaraże. Projektowanie, ocena, akceptacja / Системы противопожарной вентиляции гаражей. Проектирование, оценка, приемка: пособие // Instytut Techniki Budowianej. Warszawa, 2015. ISBN 987–83–24–6792–6. URL: http://www.flaktwoods.ru/about-us/media/news/sistemy-protivopozharnoj-ventilyatsii-garazhej/.
4. Волков А. П., Свердлов А. В. Реверс воздушного потока при продольной вентиляции и дымоудалении подземных и крытых автостоянок // АВОК. — 2015. — № 1. С. 34–38.
5. BS 7346–7:2006 Components for smoke and heat control systems — Part 7: Code of practice on functional recommendations and calculation methods for smock and heat control systems for covered car park.
6. NEN 6098:2010 Rookbchecrsingssystemen voor mechanisch geventileerde parkecrgarages.
7. NBN S 21–208–2 Brandbeveiliging in gcbouwen Ontwerp van rook — en warmteafvoersystcmen (RWA) van gesloten parkeergebouwen.
8. СП 113.13330.2012 «Стоянки автомобилей. Актуализированная редакция СНиП 21-02–99*». М., 2012.
9. СП 154.13130.2013 «Встроенные подземные автостоянки. Требования пожарной безопасности». М., 2013.
10. СП 7.13130.2013 «Отопление, вентиляция и кондиционирование. Требования пожарной безопасности». М., 2013.
11. Р НП «АВОК» 5.5.1–2015 «Расчет параметров систем противодымной защиты жилых и общественных зданий». М., 2015.
12. СТО НОСТРОЙ 2.15.194–2016 «Инженерные сети зданий и сооружений внутренние. Системы струйной вентиляции и дымоудаления подземных и крытых автостоянок. Правила проектирования и монтажа, контроль выполнения, требования к результатам работ». М., 2016.
13. СП 2.13130.2012 «Системы противопожарной защиты. Обеспечение огнестойкости объектов защиты». М., 2012.
14. Вишневский Е. П., Волков А. П. Противодымная защита крытых и подземных автопарковок, оборудованных струйной (импульсной) вентиляцией // Мир строительства и недвижимости. — 2012. — № 44. — С. 54–56.
История отсылает нас к Х веку, когда появляются первые сведения об арктических регионах. В ХVI веке поморы добрались до устья Оби, а затем до Енисея, Лены. В ХVI — ХVII веках русские мореплаватели открыли береговую часть Арктики, проложив путь к Тихому океану. В 1878–1879 годах Северный морской путь от начала до конца прошли исследователи из совместной российско-шведской экспедиции на корабле «Вега». Уже в наше время началось широкое освоение Арктики.
Санкции не позволяют нам воспользоваться кооперацией. Выход один — создавать свои технологии, развивать машиностроение, готовить кадры. И опыт мы постепенно приобретаем. Первый и пока единственный проект, реализованный на российском Арктическом шельфе — месторождение «Приразломное», открытое еще в 1989 году, где установлена платформа. В 2014 году первые 300 тыс. тонн нефти доставлены покупателю в Роттердам. Еще один проект — в Печерском море с запасом нефти более 200 млн тонн.
Вернемся к названию статьи. Эти семь замков, которые затрудняют нам доступ к богатствам Арктического шельфа, по нашему мнению, следующие:
