CC BY
102
чальных условиях является экономически неэффективным.
Выводы:
- предложена математическая модель описания процесса обслуживания цеха вулканизации автопокрышек;
- разработана методика применения аппарата теории систем массового обслуживания к технологическому процессу вулканизации в форматорах-вулканизаторах;
- анализ данной системы массового обслуживания позволяет сделать вывод о запасе производительности на устройствах обслуживания, и возможности её увели-
чения (однако это невозможно без увеличения производительности остальных позиций линии).
Библиографический список
1. Ивченко Г.И., Каштанов, Коваленко И.Н. Теория массового обслуживания. - М.: Высш. школа, 1982. - 256 с.
2. Волков И.К., Загоруйко ЕЛ Исследование операций - М.: Изд-во МПУ им. Н.Э. Баумана, 2000. - 436 с.
3. Кофман А., Крюон Р. Массовое обслуживание. Теория и приложения. - М.: Мир, 1965. - 304 с.
4. Давыдов Э.Т. Исследование операций. - М.: Высш. школа, 1990,- 380 с.
5. Ширяев В.И. Исследование операций и численные методы оптимизации.- Челябинск: ЧГТУ, 1993.- 88 с.
Статья принята к публикации 26.04.07
Е.О.Самодурова
Анализ факторов, влияющих на эффективность работы тепловых сетей
Под надежностью системы теплоснабжения понимают способность системы транспортировать и распределять потребителям теплоноситель в необходимых количествах с соблюдением заданных параметров при нормальных условиях эксплуатации.
Наиболее слабым звеном системы теплоснабжения в настоящее время являются тепловые сети. Удельная повреждаемость тепловых сетей, несмотря на увеличение объёмов перекладок за последние годы, остаётся на довольно высоком уровне. В целом по России удельная повреждаемость составляет 0,7 повреждений на 1 км трубопровода [1], в г. Санкт-Петербурге - 2.11 деф/км (сети предприятия ГУП «ТЭК СПб, 2005} [2], в Иркутске этот показатель составил 1.53 (сети ОАО «Иркутскэнерго, 2004г).
В условиях рыночной экономики особенно важным представляется технико-экономическое обоснование эффективности реконструкции тепловых сетей, так как конечным результатом любого инженерного решения являются инвестиции в строительство объекта, а затем эксплуатационные затраты. В связи с этим, появляется необходимость в определении не только надёжности, но и экономической эффективности системы теплоснабжения с точки зрения надёжности.
Основным принципом экономических методов оценки надёжности тепловых сетей и эффективности системы является то, что годовые расчётные затраты при сооружении нового теплопровода равны или меньше ежегодных затрат на ликвидацию отказов действующего теплопровода.
В соответствии с [3], экономический ущерб в энергосистеме следует определять, исходя из безвозвратных потерь стоимости повреждённого оборудования, оценки стоимости ремонтно-восстановительных работ, размеров возмещения ущерба потребителям или штрафов, а также оценки затрат на замещение потерянной мощности.
Следует отметить, что не всякое повреждение вызывает отказ системы и недоотпуск тепла потребителям, однако в любом случае эксплуатирующая организация несёт затраты на ликвидацию повреждения и эффективность теплоснабжения снижается. Зачастую оказывается экономически эффективнее реконструировать в ремонтную кампанию определенный участок тепловой сети, по сравнению с устранением повреждений на этом же участке в отопительный период.
В настоящее время не существует единой методики определения экономически обоснованного срока действия трубопровода, выполнения технико-экономического обоснования эффективности инвестиций в повышение надёжности теплоснабжения. При определении экономической эффективности объекта чаще всего в качестве критериев используют затраты на ликвидацию одного отказа, компенсацию ущерба потребителям от перерыва в теплоснабжении, недоотпуск тепловой энергии [4, 5, 6].
Однако в настоящий момент прецедентов по возмещению ущерба потребителям от перерыва в теплоснабжении в литературе не описано.
В работе Е.Я. Соколова [4] приведён график зависимости стоимости ликвидации одного отказа от диаметра теплопровода, с увеличением диаметра возрастает стоимость ремонтных работ.
При определении удельной стоимости замены трубопроводов разных диаметров в соответствии с нормативными документами (ГЭСН) чётко прослеживается функциональная зависимость между диаметром трубопровода и стоимостью ремонтных работ.
Для определения фактических затрат на ликвидацию одного повреждения были проанализированы 203 сметы на ремонт тепловых сетей, как плановый, так и аварийный, выполненный в 2005 году (тепловые сети на балансе ОАО «Иркутскэнерго»). В результате анализа выяснилось, что диаметр трубопровода практически не влияет на стоимость ремонтных работ, коэффициент корреляции составил всего 0,065, что свидетельствует об отсутствии каких-либо связей между диаметром трубопровода и стоимостью ремонтных работ.
Зависимость прослеживается только в случае планового капитального ремонта, если ремонт выполняется одним подрядчиком и ремонтируются трубопроводы малого диаметра (коэффициент корреляции 0,9). Это объясняется тем, что во время плановых работ не вводятся повышающие коэффициенты, зависящие от конкретных условий. А также тем, что при ремонте трубопроводов малого диаметра, а это в основном дворовые сети, не требуется восстановления дорожного покрытия и большого объёма работ по благоустройству территории. В связи с тем, что последние являются весьма дорогостоящими работами, стоимость аварийных и плановых работ может существенно возрастать, что вызывает трудность оценки влияния на фактическую стоимость ремонтных работ такого фактора, как диаметр трубопровода.
Подобная тенденция выявляется при анализе затрат на реконструкцию тепловых сетей (объекты капитального строительства), Стоимость реконструкции разных участков одного диаметра отличается в 3-4 раза. При этом затраты на перекладку участка меньшего диаметра могут быть выше по сравнению с затратами на реконструкцию трубопроводов большего диаметра.
В связи с невозможностью использования затрат на ликвидацию одного отказа и компенсацию ущерба потребителям от перерыва в теплоснабжении для определения экономически обоснованного срока действия трубопровода, при выполнении технико-экономического обоснования эффективности инвестиций появляется необходимость исследования структуры эксплуатационных затрат. К эксплуатационным затратам, определяющим эффективность системы теплоснабжения, относятся, кроме других факторов, и тепловые потери, значение которых можно использовать при анализе технико-экономических показателей.
Определение фактических тепловых потерь и сравнение их с нормативными значениями позволяет обосновать эффективность проведения работ по модернизации тепловых сетей с заменой трубопроводов и/или их изоляции. Тепловая изоляция прямо и косвенно обеспечивает надёжность и безопасность эксплуатации системы централизованного теплоснабжения, обеспечивает условия
жизнедеятельности и требования энергосбережения. Потери тепловой энергии определяются двумя составляющими:
- затратами и потерями тепловой энергии с потерями теплоносителя (утечки и сливы в аварийных ситуациях, течь через сальниковые компенсаторы и др.);
- потерями тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов и оборудование систем транспорта.
Потери тепловой энергии с потерями теплоносителя можно не учитывать при определении экономически обоснованного срока действия трубопровода, так как их значение составляет около 8% от общего значения потерь тепловой энергии [1].
При определении потерь тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов необходимо учитывать, что свойства изоляции в процессе эксплуатации ухудшаются, следовательно, значение тепловых потерь, а значит и эксплуатационных затрат, увеличивается.
В нормативной литературе приводятся значения поправок Кл к коэффициентам теплопроводности теплоизоляционных материалов в зависимости от технического состояния, которые учитывают увлажнение изоляционного слоя (от периодического затопления до сильного увлажнения изоляции - 40-60%) и состояние изоляции (от незначительного разрушения до уплотнения - 75%).
В то же время расчёт тепловых потерь, выполненный по нормативным документам, не учитывает потери с охлаждением теплоносителя в трубопроводах, связанные с естественным «старением» теплоизоляции и, как следствие, увеличением коэффициента теплопроводности. Значение теплотехнических характеристик теплоизоляционных материалов в конструкциях под воздействием эксплуатационных факторов изменяются во времени и могут существенно отличаться от значений, указанных в ГОСТах и технических условиях.
В процессе эксплуатации конструкция изоляции подвергается воздействию повышенных температур, что вызывает тепловое старение материалов. Критерием оценки стойкости теплоизоляционных покрытий, по мнению В.П. Витальева [7], следует считать падение предела прочности на сжатие и повышение величины теплопроводности, в том и другом случае потеря первоначальных свойств не должна превышать 10%, При этом свойства ухудшаются у любых видов изоляции.
Факт ухудшения теплопроводности ППУ-изоляции с течением времени отмечены зарубежными исследователями (доклад фирмы «Sheel» на конференции «Sheel Pipe Seminar» по предизолированным трубам в ППУ-изоляции в 1998 г.). В [8] отмечено, что наиболее интенсивно процессы старения ППУ-изоляции протекают при температурах 100-150 °С.
В [9] приведён график зависимости изменения коэффициента теплопроводности пенополиуретановой ИЗОЛЯЦИИ от срока эксплуатации: в соответствии с графиком
коэффициент теплопроводности через 10 лет эксплуатации увеличивается приблизительно на 25%,
Таким образом, весьма важным представляется определение коэффициентов, отражающих ухудшение свойств тепловой изоляции во времени, Очевидно, что на изменение свойств оказывают влияние и условия эксплуатации.
В нормативной литературе не приводятся коэффициенты, учитывающие изменения свойств изоляции в процессе «старения». Не опубликованы материалы по исследованию процессов старения. В связи с чем, для определения степени изменения свойств минераловатной изоляции на базе ОАО «Иркутскэнерго» определялся коэффициент теплопроводности после определённого срока эксплуатации на трёх магистральных трубопроводах, подающих и обратных, горизонтальных и вертикальных участках, наружным диаметром 820, 920, 1020 мм. Прокладка труб - наружная, изоляция выполнена матами минераловат-ными прошивными, покрытие из оцинкованной стали. Магистрали эксплуатируются с 1975, 1977 и 1985 года соответственно. Температурный график 150/70 °С. Средняя температура теплоносителя в период проведения эксперимента в подающей магистрали - 70 °С, в обратной -50 °С.
Схема выбора точек в одном сечении изображена на рис.1. Всего замеры осуществлялись в 10 сечениях в 4 точках в течение двенадцати дней, замерялись следующие параметры:температура наружного воздуха,
°С, температура среды (теплоносителя), 1ср, °С, температура поверхности, , °С.
Точка 1
Точка 2
Точка 4,
Точка 3
Рис 1. Схема выбора точек для замеров
Первые два параметра измерялись пирометрами сопротивления ТК-5.05-01 и КТПТР-01 соответственно (температура среды измеряется постоянно с целью коммерческого учёта). Температура поверхности измерялась посредством радиационного пирометра 1?ау1ех, Температура наружного воздуха измерялась на расстоянии 30 см от точки замера на трубопроводе. Была также определена фактическая толщина изоляционного слоя.
Из условия равенства плотности тепловых потоков: кондуктивного, проходящего через слой изоляции 8из, м, за счёт разности температур * - и конвективного, уходящего с наружной поверхности за счёт разности - ¿н, термическое сопротивление изоляции Яиз, м2*°С/Вт можно представить в виде [1]:
Я
ср
Я
[1]
/ -г
п н
где Ян- термическое сопротивление теплоотдаче на наружной теплоизоляции, м2*°С/Вт, Ян принимается в
соответствии с [1] по табл. 2, и составляет 0,05 м2*°С/Вт для горизонтальных трубопроводов, 0,038 м2*°С/Вт - для вертикальных.
Без заметного снижения точности расчёта термическим сопротивлением стенки трубопровода и покрывного слоя можно пренебречь, так как теплопроводность металла в 100 раз и более превышает теплопроводность изоляции.
Рассчитав термическое сопротивление теплоотдаче конструкции, рассчитывается коэффициент теплопроводности изоляции А , Вт/(м2*°С),
А =
1
1п
сГ
[2]
2 лЯю
где с}"1 - наружный диаметр изоляции (определялся по
результатам замеров), м; с1сн"' - наружный диаметр изолируемой трубы, м.
В результате расчёта получены 480 значений теплопроводности. Варианты сгруппированы в три выборки в зависимости от срока эксплуатации трубопровода, где проводился замер. При статистической обработке опытных данных отброшены резко выделяющиеся значения, которые приняты за грубые ошибки, В качестве закона распределения был принят нормальный закон.
Проверка гипотезы о принадлежности опытных данных к нормальному закону осуществлялась с помощью критерия согласия хи-квадрата Пирсона, соответствие нормальному закону опытных данных по всем трём выборкам подтверждено,
Результаты эксперимента представлены в табл. 1. Коэффициент теплопроводности определялся с учётом изменения значения в зависимости от температуры изолируемого объекта (подающей магистрали - 70 °С, в обратной - 50 °С). В таблице приведены средние значения коэффициентов теплопроводности, полученные в результате эксперимента.
Так как для эксперимента были выбраны участки наружной прокладки, на которых изоляция не подвергалась намоканию, очевидно, что для подземной прокладки коэффициент теплопроводности будет значительно выше.
Таблица 1
Трубопровод, диаметр, год ввода в эксплуатацию Коэффициент теплопроводности, м2*°С/Вт (результат эксперимента) % превышения от нормативного значения (норма 1969г) % превышения от нормативного значения (норма 2000г)
920мм 1975 г 0,105±0,009 71% 80%
1020 мм 1977г 0,105±0,009 70% 78%
820мм 1985г 0,077 ±0,008 26% 29%
Известные значения коэффициентов, отражающих изменение теплотехнических свойств в процессе эксплуатации, позволят прогнозировать фактические тепловые потери и более корректно определять их значение в настоящий момент без проведения дополнительных испытаний.
Фактические и прогнозируемые значения необходимы для экономического обоснования срока действия трубопровода и изоляционной конструкции, выполнения технико-экономического обоснования эффективности инвестиций.
Библиографический список
1. Концепция развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу. Минэнерго РФ, 2003.
2. Слепчёнок B.C.. Опыт эксплуатации коммунального теплоэнергетического предприятия: Учебное пособие. - СПб,: ПЭИПК, 2003. -251с.
3. Положение об организации в министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. Минпромэнерго России, 2005.
4. Соколов Е.Я., Извеков A.B. Количественный расчёт систем теплоснабжения// Теплоэнергетика. - 1990.- №9. - С.11-16.
5. Малая Э.М., Сергеева С.А, Повышение уровня эксплуатационной надёжности тепловых сетей при реконструкции систем теплоснабжения в условиях ограниченного финансирования// Новости теплоснабжения. - 2006, -№4.-С.41-44.
6. Инструкция по расследованию и учёту технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. РД 34.20.801-2000.: Минэнерго РФ, 2000.
7. Витальев В.П. Бесканальные прокладки тепловых сетей. - М.: Энергия, 1971,- 288с.
8. Умеркин Г.Х. Исследования по созданию надёжной конструкции теплопровода. - М.: Энергия, 2003.
9. Корсунский В.Х., Корсунский И.В. Экономические аспекты проблемы реконструкции систем теплоснабжения, Материалы Конференции «Системы теплоснабжения. Современные решения».
10. Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов. СП 41-103-2000.-М.: Госстрой России, 2001.
Статья принята к публикации 23.10.06
А.В.Шаталова
АК «АЛРОСА» планирует сосредоточиться исключительно на алмазодобыче
АК «АЛРОСА» проинформировала инвесторов о том, что на своем заседании 7 февраля 2007 г. Наблюдательный совет компании назначил нового президента АК «АЛРОСА» (как и ожидалось, им стал Сергей Выборное), а также утвердил целевые параметры долгосрочного финансового плана компании на 2006-2015 г.г.
Сергей Выборнов заявил, что компания планирует сосредоточиться исключительно на алмазодобыче. Все проекты АК «АЛРОСА» в других отраслях, в том числе нефтегазовой и золотодобыче, будут переданы его дочерней компании — инвестгруппе «АЛРОСА», выходцем из которой является господин Выборнов. Аналитики называют вывод непрофильных активов в отдельную компанию
«понятным для инвесторов». Однако в курирующем компанию Минфине утверждают, что санкций на эту операцию не давали.
Президент АК «АЛРОСА» в четверг заявил о кардинальном изменении стратегии компании. Также все проекты компании, не связанные с алмазодобычей, «будут консолидированы на инвестгруппе «АЛРОСА». «Думаю, что диверсификацией будет заниматься инвестгруппа, в том числе в сфере нефти и газа. Это инвестиционный бизнес, для этих целей и создавалась инвестгруппа», -говорит Сергей Выборнов, до недавних пор возглавлявший инвестгруппу «АЛРОСА». По его словам, новым ген-
