 |
Некоторые аспекты определения КПД котельных агрегатов при проведении энергетического обследования источника тепловой энергии. Н.Д. Денисов-Винский, В.А. Афанасьев Журнал «Теплоэнергоэффективные технологии».№1-2 (65 — 66) | Июнь, 2012 год | стр. 64 — 67 | УДК 643.82.621.182 |
статья
Задачей энергетического обследования котельной является определение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) при осуществлении основного технологического процесса – выработки тепловой энергии посредством сжигания органического топлива (здесь и далее будет рассматриваться наиболее распространенное топливо для котельных в России – природный газ). Для проведения анализа и последующего определения эффективности использования ТЭР составляется энергетический баланс котельной для каждого вида энергетического ресурса.
Любой энергетический баланс (энергобаланс) состоит из приходной и расходной частей. Приходная часть энергобаланса содержит количественный перечень энергии, поступающей посредством различных энергоносителей (природный газ, вода, воздух, электрическая энергия).
Расходная часть энергобаланса определяет расход энергии всех видов во всевозможных её проявлениях: потери при преобразовании энергии одного вида в другой, при её транспортировке, а также при преобразовании её в энергию, накапливаемую в специальных устройствах. При этом приходная и расходная часть энергобаланса должны быть равны.
Таким образом, энергетический баланс показывает соответствие, с одной стороны, суммарной подведённой энергии и, с другой стороны, суммарной полезно используемой энергии и её потерями.
Суммарной подведённой энергии является теплота сгорания использованного топлива – Q сг.т. Суммарной полезной используемой энергией – тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть – Q отп.ТС.
Потери тепловой энергии в котельной можно разбить на две группы: потери в котлоагрегатах при выработке тепловой энергии, и затраты на собственные нужды котельной – Q пот.КА и Q СН.
Тогда уравнение теплового баланса в котельной в математическом виде может быть записано в виде уравнения:
где
Q сг.т. — тепловая энергия сгоревшего топлива;
Q отп.ТС. — тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть;
Q пот.КА. — тепловые потери в котлоагрегатах;
Q СН — тепловая энергия на собственные нужды.
Для оценки эффективности работы любой технической системы используется обобщённый физический показатель – коэффициент полезного действия (КПД) системы, физический смысл которого есть отношение величины полученной полезной работы (энергии) к затраченной работе (энергии).
Так, применительно к котельной: полезная энергия – тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть – Q отп.ТС, затраченная энергия – теплота сгоревшего топлива – Q сг.т.
Тогда коэффициент полезного действия котельной – η кот можно вычислить, используя выражение:
В настоящее время на каждой котельной, использующей в качестве топлива природный газ, установлены счётчики расхода – расходомеры потребляемого газа и теплосчётчики для определения величины отпускаемой тепловой энергии в сеть. Таким образом, Q отп.
ТС определяется в результате прямого измерения тепловой энергии теплоносителя посредством применения теплосчётчика.
Величина теплоты сгоревшего топлива может быть определена косвенным путём – через теплотворную способность топлива Qн и его расход – объём использованного топлива Bт:
Таким образом, вычислить среднее значение η кот для наперёд заданного периода времени: сутки, месяц, отопительный период, год при организации соответствующего учёта показаний используемых приборов не составляет труда.
Коэффициент полезного действия котельной полностью определяют две величины – коэффициент полезного действия котлоагрегата и затраты энергии на собственные нужды. Наглядно это можно показать, преобразовав выражение (1).
Разделим все его части на величину Q сг.т. Получим:
- При учёте соответствующих обозначений получаем выражение:
- где
η кот — КПД котельной;
К пот.КА — коэффициент потерь котлоагрегатов;
К СН — коэффициент затрат тепла на собственные нужды.
Таким образом, для определения КПД котельной достаточно определить величину потерь в котлоагрегатах и количество тепла, которое идёт на собственные нужды. Однако вычисление потерь в котлоагрегатах представляет определённые трудности. Уравнение теплового баланса котлоагрегата имеет вид:
где
Q выр. — тепловая энергия, выработанная котлоагрегатами;
Q пот.КА — тепловые потери в котлоагрегатах.
Разделив обе части уравнения (8) на Q сг.т. — теплоту сгоревшего топлива и сделав преобразования, получим следующее выражение:
Из уравнения 9 следует, что коэффициент потерь в котлоагрегатах и КПД котлоагрегатов однозначно взаимосвязаны. Вычислив один показатель, мы вычисляем и второй.
Основным документом, определяющим порядок эксплуатации котлоагрегата является режимная карта, которая составляется организацией, имеющей на то полномочия, после проведения режимно-наладочных испытаний.
В соответствии с «Правилами эксплуатации теплоэнергетических установок» периодичность проведения таких испытаний для газовых котельных составляет 3 года.
На рисунке №1 в качестве примера представлена режимная карта парового котла, установленного в одной из котельных, где проводилось энергетическое обследование.
Рисунок №1. Режимная карта котла ДКВр-6,5/13.
В режимной карте котла приводятся значения основных параметров котлоагрегата для работы на различных уровнях мощности при максимальной эффективности.
В процессе эксплуатации мощность котла (котельной) должна изменяться в соответствии с изменением температуры наружного воздуха. Изменять мощность котла можно путём изменения количества сжигаемого газа, т.е. изменяя расход газа.
При изменении расхода газа также меняется и КПД котлоагрегата. Для того, чтобы определить КПД котлоагрегата при его работе на определённой мощности, а значит и с определённом расходом топлива, можно воспользоваться данными режимной карты.
Для удобства следует найти функциональную зависимость между расходом топлива и КПД котлоагрегата. Зависимость для режимной карты котла ДКВр-6,5/13, изображённой на рисунке №1, изображена на рисунке 2.
Если организован периодический (с периодом, например, 1 час) учёт потребляемого газа, то вопрос определения K пот.КА и η КА решён.
Приведённые рассуждения относятся к одному котлу. В котельной же устанавливается несколько котлоагрегатов, как минимум 2.
Однако при этом в котельной устанавливается общий расходомер потребляемого природного газа. Возникает вопрос, как определить количество газа, потреблённого каждым котлом.
При наличие расходомера для каждого котла (что бывает очень и очень редко) вопрос решается, как и для одного котла.
При наличии одного общего расходомера задача определения и для каждого котельного агрегата может быть решена при применении данных давления газа перед горелками котельного агрегата. Суть методики заключается в определении доли потребления природного газа каждым котлом за заданный промежуток времени согласно данным режимной карты и суточной ведомости котлов при их параллельной работе и последующим фактическим определением количества природного газа, потреблённым каждым котлов за тот же промежуток времени.
- Рисунок №3. Функциональная зависимость между давлением газа перед горелками
- и расходом топлива котла.
- По данным, которые приведены в режимной карте котла, а именно давление газа перед горелками и расход природного газа для соответствующих режимов работы котла, необходимо найти функциональную зависимость. Она приведена на рисунке №3 и описывается следующим уравнением:
- Следующим шагом к определению доли потребления природного газа каждым котлом за заданный промежуток времени является вычисление среднего значения давления газа перед горелкой для каждого котла согласно суточным ведомостям работы котлов.
Рассмотрим суточные ведомости котельной, где установлены котлы, чья режимная карта приведена на рисунке №1.
Здесь следует ввести основное ограничение описываемой методики, которое заключается в том, что все приведённые выводы справедливы для котлов, у которых режимные карты в первом приближении совпадают.
В таблице №1 приведены данные из суточных ведомостей двух параллельно работающих котлов.
Среднее значение давления за указанный промежуток времени для первого котла составляет 73,9 кгс/м², для второго котла 86,9 кгс/м².
Согласно этим величинам и уравнению 10 мы можем найти средний удельный расход природного газа через каждый котёл в единицу времени.
Тогда для первого котла этот расход равен 551,27 м³/час, соответственно для второго – 598,3 м³/час.
После того, как был найден удельный расход природного газа через каждый котёл в период времени с 9:00 до 18:00, найдём, сколько всего природного газа было потреблено котлами за заданный промежуток времени – т.е. с 9:00 по 18:00. Для этого умножим соответствующие данные на количество часов – на 10 часов. Тогда получим для первого котла 5 512,7 м³, для второго котла 5 983 м³. По этим данным можно найти долевое потребление природного газа каждым котлом:
Таким образом, согласно вычислениям, первый котёл за период времени от 9:00 до 18:00 потребил , а второй от всего природного газа, израсходованного котельной за заданный промежуток времени.
Зная общее — фактическое (по счётчику) количество потреблённого природного газа котельной за заданный промежуток времени, можно найти, сколько фактически за этот промежуток времени потребил каждый котёл.
Для данной котельной в период с 9:00 по 18:00 при работе двух котлов в параллельном режиме было потреблено 10 114 м³ природного газа. Тогда первый котёл потребил за этот промежуток времени 4 849,6 м³ природного газа, а второй котёл потребил 5 264,3 м³.
Зная, какое количество теплоты было получено при работе каждого котла за заданный промежуток времени, а также зная теплотворную способность природного газа, можно определить КПД работы каждого котла за заданный промежуток времени.
Другой способ определения КПД работы котла можно определить по режимной карте. Для этого необходимо перейти к фактическому расходу природного газа через каждый котёл, разделив фактическое потребление каждого котла за заданный промежуток времени, на величину этого промежутка. Для первого котла получим 484,96 м³/час, для второго – 526,43 м³/час. На рисунке №2 дана зависимость между КПД котла и расходом природного газа согласно данным режимной карты. Таким образом для первого котла КПД в период с 9:00 по 18:00 равен 89,7%, а для второго котла 90,5%. Для определения КПД работы котлов в параллельном режиме, необходимо учитывать долевое «участие» работы каждого котла при генерации тепловой энергии. Таким образом, общий КПД работы котлов равен 90,11%. Точность определения КПД работы котлов, как по отдельности, так и вместе, зависит, главным образом, от временного периода. После определения КПД работы котлов не составляет трудности определить коэффициент потерь в котлоагрегатах, а уже после затраты тепла на собственные нужды. Таким образом, составив тепловой баланс котельной для заданного промежутка времени можно определить эффективность использования топливно-энергетических ресурсов и в дальнейшем осуществлять энергосберегающие мероприятия.
© Н.Д. Денисов-Винский
Измерение и учет расхода газа
Расход — это количество вещества, протекающего через данное сечение в единицу времени. Прибор, измеряющий расход вещества, называется расходомером, а прибор, измеряющий массу и объем вещества, — счетчиком.
Прибор, позволяющий одновременно измерять расход и количество вещества, называется расходомером со счетчиком. Устройство, воспринимающее измеряемый расход (например, диафрагма, труба Вентури и др.
) и преобразующее его в другую величину (перепад давлений), удобную для измерения, называют преобразователем расхода.
Количество вещества измеряют или в единицах массы (т, кг, г), или в единицах объема (м3, см3, л). Расход измеряют в единицах массы или объема, отнесенных к единицам времени (кг/ч, м3/ч).
Так как объем измеряется счетчиком при текущих значениях рабочей температуры, давления и плотности газа, необходимо измеренную величину привести к единому постоянному физическому параметру (стандартным или нормальным физическим условиям).
Нормальные физические условия: давление 101325 Па, температура 273,15 K (0°С).
Стандартные условия: давление 101325 Па, температура 293,1 K (20 °С). Существуют различные методы и средства измерения расхода газа.
Метод сужения потока. Теоретической основой метода является уравнение Бернулли и теорема Эйлера, подробно изучаемые в учебных программах «Механика жидкостей и газов». Используемые приборы (диафрагма, сопло, трубка Вентури), называемые первичными элементами, устанавливаются в потоке среды, текущей по трубопроводу.
Они создают разность статических давлений между входом и выходом из прибора, значение которой позволяет определить расход, если известны термодинамические условия течения, описаны формы и способы использования приборов, для которых многочисленные тарировки позволили получить согласованные системы использования.
Читайте также: Как своими руками поменять лампочку: технические нюансы замены
Основные формулы:
где d — диаметр отверстия используемого первичного прибора: c — коэффициент расхода; ε — коэффициент расширения (ε < 1 для сжимаемых сред); (β — отношение диаметров (β = d/D (D — диаметр входного трубопровода или входной диаметр трубки Вентури); р — абсолютное давление в среде (р1 — на входе, р2 — на выходе или в горле; нижний индекс «1» соответствует состоянию среды в сечении, где производится отбор входного давления); Δр — разность давлений (р1 — р2); ρ — плотность среды. Коэффициент расширения ε рассчитывается по формуле
где k — показатель адиабаты.
Стандарт устанавливает порядок расчета погрешностей. В руководстве по практическому использованию РД50-213-80 приводятся физические константы, численные значения коэффициентов, порядок расчетов и способы применения используемых вторичных приборов.
Первичные элементы определения: диафрагма 3 — тонкая пластинка с круговым отверстием, соосным трубе (рис. 8.6); трубка Вентури — сходящееся устройство, заканчивающееся цилиндрической частью, называемой горлом (рис. 8.
7); различают сопло ISA
1932 и удлиненное сопло. При равной разности измеренных давлений потери на этих приборах меньше, чем на диафрагмах или соплах. Область применения трубки Вентури.
Это сопло применяется для измерения расхода в трубопроводе с D от 65 до 500 мм и при отношении диаметров β от 0,32 до 0,77. Нижняя граница для D является функцией отношения диаметров р = d/D.
Диаметр горла d лежит в пределах от 50 до 390 мм.
Измерение объемными счетчиками. Объемные газовые счетчики по принципу действия подразделяются на мембранные (лопастные, диафрагменные), ротационные, тахометрические (турбинные), акустические и вихревые. Принципы коррекции плотности.
Объем газа V при давлении и температуре измерения (р, Т) приводится к нормальным условиям (р0 =101325 Па, Т0 = 0 °С) с помощью уравнения состояния:
где z — коэффициент сжимаемости рассматриваемого газа.
Автоматическая коррекция плотности в приборах учета расхода газа может осуществляться механическими средствами или вычислительными машинами. В этом случае ЭВМ оборудуются интерфейсами с различными датчиками. Существуют корректоры только по температуре. При этом измерения z обычно не проводятся.
Регламентирующие положения.
Контроль измерительных приборов в общем виде должен определяться правовыми актами, которые регламентируют: 1) исследование и испытание моделей измерительных приборов, имея в виду их апробацию; 2) первичную поверку каждого нового или отремонтированного прибора, позволяющую констатировать, что эти приборы одинаковы с одобренными моделями и отвечают регла-ментирующим предписаниям; 3) периодическую поверку приборов, нахо-дящихся в эксплуатации, в ходе которой может быть предписан ремонт; 4) установку монтажником, имеющим допуск; 5) декларацию об установке; 6) разрешение на эксплуатацию; 7) ремонт имеющим допуск ремонтником; 
поверку после ремонта.
Погрешности. Приводимые в регламентирующих положениях погрешности, если указаны в %, всегда относятся к измеряемым прибором значениям, а не к максимальному расходу. Они для всех типов счетчиков при первичной и периодической поверках не должны выходить за пределы максимально допустимых (±1 … ±4 %).
Основные типы счетчиков. Мембранные счетчики (диафрагменные, камерные, лопастные) — счетчики газа, принцип действия которых основан на том, что при помощи различных подвижных преобразовательных элементов газ разделяют на доли объема, а затем производят их циклическое суммирование (рис 8.8.).
Корпус и крышка счетчика могут быть: 1) стальными, штампованными с покрытием против коррозии и искрообразования. Соединение стального штампованного корпуса и крышки осуществляется посредством герметизирующего материала и стяжной полосы, которые обеспечивают плотное прилегание двух частей друг к другу; 2) алюминиевыми, литыми.
Детали и узлы измерительного механизма для мембранных счетчиков изготовляют из пластмасс.
Ротационные счетчики. Имеют достоинства: нет потребности в электроэнергии, долговечность, возможность контроля исправности работы по перепаду давления на счетчике во время работы, нечувствительность к кратковременным перегрузкам.
Ротационные счетчики широко применяют в коммунальном хозяйстве, особенно в отопительных котельных, а также на небольших и средних предприятиях. Ротационный счетчик типа РГ (рис. 8.
9) — камерный счетчик газа, в котором в качестве преобразовательного элемента применяются восьмиобразные роторы, состоит из корпуса 1, внутри которого вращаются два одинаковых восьмиобразных ротора 2 передаточного и счетного механизмов.
Они приводятся во вращение под действием разности давлений газа, поступающего через верхний входной патрубок и выходящего через нижний выходной патрубок.
Турбинные счетчики. В них под воздействием потока газа приводится во вращение колесо турбины, число оборотов которого прямо пропорционально протекающему объему газа (рис. 8.10).
Обороты турбины через понижающий редуктор и газонепроницаемую магнитную муфту передаются на находящийся вне газовой полости счетный механизм, показывающий (по нарастающей) суммарный объем газа, прошедший через прибор при рабочих условиях.
На последнем зубчатом колесе редуктора закреплен постоянный магнит, а вблизи колеса — два геркона, частота замыкания контактов первого геркона пропорциональна Скорости вращения ротора турбины, т. е. скорости потока газа.
Акустические (ультразвуковые) расходомеры. Принцип их действия основан на измерении акустического эффекта, возникающего при проходе колебаний через поток жидкости или газа, и зависит от расхода (рис. 8.11). Почти все применяемые на практике акустические расходомеры работают в ультразвуковом диапазоне частот и поэтому называются ультразвуковыми.
Вихревые расходомеры. Принцип их действия основан на зависимости расхода от колебаний давления, возникающих в потоке в процессе вихреобразования, или колебаний струи, после препятствия определенной формы, обычно в виде усеченной трапециидальной призмы (рис. 8.12). Позади тела обтекания располагается чувствительный элемент, воспринимающий вихревые колебания.
- Лекция 16
- Основные понятия и критерии надежности. Надежность и технико-экономический расчет распределительных систем газоснабжения
Рост строительства газоснабжающих систем требует дальнейшего повышения их надежности, т.е. способности транспортировать потребителям газ с соблюдением заданных параметров при н.у. эксплуатации. С увеличением времени эксплуатации системы увеличивается вероятность отказа ее элементов. Надежность отражает этот процесс и поэтому представляет собой характеристику качества, отнесенную ко времени.
Основной характеристикой надежности системы является вероятность безотказной ее работы в течение заданного периода времени. Существуют два основных пути повышения надежности: повышение качества элементов, из которых состоит система, и разработка методов проектирования системы из элементов, надежность которых ниже требуемой надежности системы.
Первый путь реализуют при конструировании, изготовлении и приемке элементов и узлов, второй — при проектировании, включая планирование эксплуатации и обслуживания системы.
Для малых городов и поселков надежность обычных тупиковых сетей может оказаться достаточной. Для больших городов проектируют кольцевые сети, а отдельные наиболее ответственные участки могут быть в двухниточном исполнении. Учитывая малую частоту и кратковременность аварийных ситуаций, при аварийном режиме должно быть предусмотрено снижение подачи газа потребителям.
Пропускная способность распределительной сети при отказе ее элемента составит , где К0 – критерий обеспеченности потребителя, QP – расчетная мощность потока.
Надежность системы дополнительно характеризуют следующими понятиями: долговечностью и ремонтопригодностью. Под долговечностью элемента системы понимают его способность к длительной эксплуатации при обеспечении должного технического обслуживания. Приспособленность элементов сети к предупреждению, обнаружению и устранению отказов называют ремонтопригодностью.
В теории надежности время жизни элемента t рассматривают как случайную величину, которая имеет функцию распределения F(t): , где p – вероятность того, что t < t.
Наряду с этой функцией часто удобно использовать функцию вероятности безотказной работы элемента за время t: p(t) = 1 – F(t) = p{t > t}, эту функцию называют функцией надежности.
Она может быть получена экспериментально при теоретически бесконечном количестве испытываемых элементов до их отказа. Предположим, что мы имеем возможность наблюдать за состоянием N одинаковых элементов газопроводов в течение t лет.
За это время на каждом элементе обнаружено по mi(t) отказов, которые были тут же устранены. В таком случае среднее число отказов до наработки t будет:
.
В пределе при очень большом числе наблюдаемых объектов получаем характеристику потока отказов .
Для газопроводов и их оборудования период приработки отсутствует, так как возможные дефекты обнаруживают во время испытаний при приемке в эксплуатацию и функцию H(t) можно считать линейной: H(t) = wt, где w = const — параметр потока отказов, который определяют экспериментально или из статистических данных повреждений, фиксируемых эксплуатирующими службами. Если за время наблюдения Dt (обычно Dt принимают равное 1 году) каждый элемент из N наблюдаемых отказал mi раз, тогда .
Величину, обратную параметру потока отказов Т = 1/w, измеряемую в годах (часах), называют наработанной на отказ, т.е. Т — среднее время работы элемента между отказами.
Параметр потока отказов газопроводов относят к 1 км длины. В этом случае w = wГl, год-1,
где wГ — параметр потока отказов, отнесенный к 1 км и измеряемый в 1/(год×км); l — длина газопровода в км.
Современный уровень строительства, контроля качества строительно-монтажных работ, а также эксплуатации газовых сетей обеспечивает весьма малую величину параметра потока отказов. Малая вероятность отказов элементов газовых сетей является также следствием простоты их конструкций и статического режима работы. Поэтому отказ является случайным и редким событием.
Случайные отказы элементов системы газоснабжения относятся к простейшему потоку случайных событий или однородному процессу Пуассона.
Вероятность того, что в интервале времени t не будет ни одного отказа, равна: F0(t) = e-wt = p(t).
Эта вероятность есть функция надежности. Таким образом, функция надежности элементов систем газоснабжения подчиняется экспоненциальному закону.
Для участка газопровода параметр потока отказов примерно равен: w = 0,0011/год. Т.е.
любой участок сети откажет в течение года с вероятностью в 0,001 или в сеть из 1000 участков, в течение года откажет один (любой) из них. Однако с ростом отрезка времени вероятность отказа возрастает.
Механические повреждения подземных газопроводов возникают при неправильном или небрежном производстве строительно-монтажных работ вблизи мест их прокладки, поэтому определенная часть механических повреждений носит случайный характер, что следует учитывать при расчетах надежности распределительных газовых сетей.
Значительное количество повреждений газопроводов возникает из-за коррозионного воздействия грунта или блуждающих токов. Активные коррозионные процессы протекают в местах нарушения изоляции газопроводов. Нарушения изоляции являются следствием случайных дефектов, которые имели место при ее нанесении, транспортировании труб или их укладке в траншею.
Дефекты изоляции имеют местный и случайный характер распределения по длине трубы. Возможность нескольких повреждений по длине окружности трубы является событием весьма маловероятным.
Таким образом, дефекты изоляции можно рассматривать как случайные и редкие события, количество которых мало зависит от диаметра газопровода, и их можно считать лишь пропорциональными длине.
Другам видом повреждений подземных газопроводов являются разрывы сварных швов, которые происходят при случайном совпадении пониженных сопротивлений швов из-за дефектов сварки и увеличенных нагрузок на трубопровод, обычно связанных с дефектами строительства.
Для обнаружения дефектов качество сварки городских газопроводов контролируют физическими методами, однако контролю подвергают не все стыки.
Но и при контроле могут оказаться случаи, когда дефектные швы будут незамеченными и в дальнейшем при перегрузках произойдет их разрушение.
Сварные соединения разрушаются под действием напряжений, возникающих в трубопроводах в продольном направлении. Эти напряжения или не зависят от диаметра трубы, или указанная зависимость незначительна.
Это положение подтверждают статистические данные, из которых следует, что параметр потока отказов газопроводов, вызванных разрывами стыковых соединений, не зависит от диаметра.
Учитывая изложенное, все повреждения элементов газовых сетей следует разделить на две группы: 1) повреждения, приводящие к отказу элемента и требующие его отключения для производства ремонта; 2) мелкие повреждения, которые могут быть ликвидированы без снижения давления газа и отключения участка (т. е. не приводящие к отказу).
К первой группе относятся: трещины в сварных швах газопроводов и их разрывы; сквозные коррозионные повреждения труб размером примерно более 5 мм; трещины в корпусах задвижек и пробковых кранах; отрывы фланцев; утечки в фланцевых соединениях, требующие замены прокладок; разрывы сварных швов и коррозионные повреждения линзовых компенсаторов и корпусов конденсатосборников. К этой группе следует отнести также разрывы газопроводов и оборудования, вызванные механическими повреждениями. Ко второй группе относятся: несквозные коррозионные повреждения в виде каверн; мелкие сквозные повреждения размерами примерно менее 5 мм; коррозионные свищи в сварных) швах; утечки в сальниковых уплотнениях задвижек и кранов; утечки из кранов трубок конденсатосборников и коррозионные повреждения этих трубок.
Дата добавления: 2017-06-13; просмотров: 8841; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Как рассчитать потребление газа на отопление дома
Газ пока еще самый дешевый вид топлива, но стоимость подключения порой очень высокая потому многие хотят предварительно оценить, насколько экономически обоснованы такие расходы. Для этого необходимо знать расход газа на отопление, потом можно будет оценить общую стоимость и сравнить ее с другими видами топлива.
Методика расчета для природного газа
Примерный расход газа на отопление считается исходя из половинной мощности установленного котла. Все дело в том, что при определении мощности газового котла закладывается самая низкая температура. Это и понятно — даже когда на улице очень холодно, в доме должно быть тепло.
Посчитать расход газа на отопление можно самостоятельно
Но считать расход газа на отопление по этой максимальной цифре совсем неверно — ведь в основном температура значительно выше, а значит, топлива сжигается намного меньше. Потому и принято считать средний расход топлива на отопление — порядка 50% от теплопотерь или мощности котла.
Считаем расход газа по теплопотерям
Если котла еще нет, и вы оцениваете стоимость отопления разными способами, считать можно от общих теплопотерь здания. Они, скорее всего, вам известны. Методика тут такая: берут 50% от общих теплопотерь, добавляют 10% на обеспечение ГВС и 10% на отток тепла при вентиляции. В результате получим средний расход в киловаттах в час.
Далее можно узнать расход топлива в сутки (умножить на 24 часа), в месяц (на 30 дней), при желании — за весь отопительный сезон (умножить на количество месяцев, на протяжении которых работает отопление). Все эти цифры можно перевести в кубометры (зная удельную теплоту сгорания газа), а потом перемножить кубометры на цену газа и, таким образом, узнать затраты на отопление.
| Природный газ | 1 м 3 | 8000 кКал | 9,2 кВт | 33,5 МДж |
| Сжиженный газ | 1 кг | 10800 кКал | 12,5 кВт | 45,2 МДж |
| Уголь каменный (W=10%) | 1 кг | 6450 кКал | 7,5 кВт | 27 МДж |
| Пеллета древесная | 1 кг | 4100 кКал | 4,7 кВт | 17,17 МДж |
| Высушенная древесина (W=20%) | 1 кг | 3400 кКал | 3,9 кВт | 14,24 МДж |
Пример расчета по теплопотерям
Пусть теплопотери дома составляют 16 кВт/час. Начинаем считать:
- средняя потребность в тепле в час — 8 кВт/ч + 1,6 кВт/ч + 1,6 кВт/ч = 11,2 кВт/ч;
- в день — 11,2 кВт * 24 часа = 268,8 кВт;
- в месяц — 268,8 кВт * 30 дней = 8064 кВт.
Фактический расход газа на отопление еще зависит от типа горелки — модулируемые самые экономичные
Переводим в кубометры. Если использовать будем природный газ, делим расход газа на отопление в час: 11,2 кВт/ч / 9,3 кВт = 1,2 м3/ч. В расчетах цифра 9,3 кВт — это удельная теплоемкость сгорания природного газа (есть в таблице).
Кстати, также можно посчитать необходимое количество топлива любого типа — надо только взять теплоемкость для требуемого топлива.
Так как котел имеет не 100% КПД, а 88-92%, придется внести еще поправки на это — добавить порядка 10% от полученной цифры. Итого получаем расход газа на отопление в час — 1,32 кубометра в час. Далее можно рассчитать:
- расход в день: 1,32 м3 * 24 часа = 28,8 м3/день
- потребность в месяц:28,8 м3/день * 30 дней = 864 м3/мес.
Средний расход за отопительный сезон зависит от его длительности — умножаем на количество месяцев, пока длится отопительный сезон.
Этот расчет — приблизительный. В какой-то месяц потребление газа будет намного меньше, в самый холодный — больше, но в среднем цифра будет примерно такой же.
Расчет по мощности котла
Расчеты будут немного проще, если имеется рассчитанная мощность котла — тут уже учтены все необходимые запасы (на ГВС и вентиляцию). Потому просто берем 50% от расчетной мощности и далее считаем расход в день, месяц, за сезон.
Например, проектная мощность котла — 24 кВт. Для расчета расхода газа на отопление берем половину: 12 к/Вт. Это и будет средняя потребность в тепле в час. Чтобы определить расход топлива в час, делим на теплотворную способность, получаем 12 кВт/час / 9,3 к/Вт = 1,3 м3. Далее все считается как в примере выше:
- в день: 12 кВт/ч * 24 часа = 288 кВт в перерасчете на количество газа — 1,3 м3 * 24 = 31,2 м3
- в месяц: 288 кВт * 30 дней = 8640 м3, расход в кубометрах 31,2 м3 * 30 = 936 м3.
Рассчитать потребление газа на отопление дома можно по проектной мощности котла
Далее добавим 10% на неидеальность котла, получим, что для этого случая расход будет чуть больше 1000 кубометров в месяц (1029,3 куб). Как видите, в этом случае все еще проще — меньше цифр, но принцип тот же.
По квадратуре
Еще более приблизительные расчеты можно получить по квадратуре дома. Есть два способа:
- Можно посчитать по СНиПовским нормам — на обогрев одного квадратного метра в Средней Полосе России в среднем требуется 80 Вт/м2 . Эту цифру можно применять, если ваш дом построен по всем требованиям и имеет хорошее утепление.
- Можно прикинуть по среднестатистическим данным:
- при хорошем утеплении дома требуется 2,5-3 куб/м2;
- при среднем утеплении расход газа 4-5 куб/м2.
Чем лучше утеплен дом, тем меньше будет расход газа на отопление
Каждый хозяин может оценить степень утепления своего дома, соответственно, можно прикинуть, какой расход газа будет в данном случае. Например, для дома в 100 кв. м.
при среднем утеплении потребуется 400-500 кубометров газа на отопление, на дом в 150 квадратов уйдет 600-750 кубов в месяц, на отопление дома площадью 200 м2 — 800-100 кубов голубого топлива.
Все это — очень приблизительно, но цифры выведены на основании многих фактических данных.
Расчет расхода сжиженного газа
Многие котлы могут работать от сжиженного газа. Насколько это выгодно? Какой будет расход сжиженного газа на отопление? Все это тоже можно посчитать. Методика такая же: надо знать или теплопотери, или мощность котла. Далее требуемое количество переводим в литры (единицы измерения сжиженного газа), а при желании, считаем количество необходимых баллонов.
Давайте рассмотрим расчет на примере. Пусть мощность котла 18 кВт, соответственно, средняя потребность в тепле — 9 кВт/час. При сжигании 1 литра сжиженного газа получаем 12,5 кВт тепла. Значит, чтобы получить 9 кВт, потребуется 0,72 литра (9 кВт / 12,5 кВт = 0,72 л).
Далее считаем:
- в день: 0,72 л * 24 часа = 17,28 л;
- в месяц 17,28 л * 30 дней = 518,4 л.
Добавим поправку на КПД котла. Надо смотреть в каждом конкретном случае, но возьмем 90%, то есть, добавим еще 10%, получится, что за месяц расход составит 570,24 л.
Сжиженный газ — один из вариантов отопления
Чтобы посчитать количество баллонов, данную цифру делим на 42 л (именно столько в среднем находится газа в 50 литровом баллоне). Итого, для данного котла потребуется 14 баллонов сжиженного газа (13,57).
А стоимость считайте сами — цены в регионах отличаются. Но не забудьте про расходы на транспортировку.
Их, кстати, можно уменьшить, если сделать газгольдер — герметичную емкость для хранения сжиженного газа, которую заправлять можно раз в месяц или реже — зависит от объема хранилища и потребности.
И нова-таки не стоит забывать, что это — лишь приблизительная цифра. В холодные месяцы расход газа для отопления будет больше, в теплые — значительно меньше.
Как рассчитать расход топлива ⛽ (калькулятор) — Hyundai Sonata, 2.4 л., 2002 года на DRIVE2
- Как правильно рассчитать расход топлива?
- Итак — как же правильно, максимально точно рассчитать расход топлива автомобилем, либо другим транспортным средством?
Любого водителя интересует вопрос — сколько литров бензина «съедает» его автомобиль. Читая характеристики той или иной модели, мы видим расход топлива, который показывает сколько бензина нужно двигателю, чтобы проехать 100 километров в городском или в загородном цикле, а также среднее арифметическое этих значений — расход топлива в смешанном цикле. Номинальный и фактический расход топлива могут отличаться, как правило не очень значительно.
Необходимо залить полный топливный бак, иными словами, «под горло». При этом следует отметить расстояние по одометру на начало измерения, а затем пользоваться машиной на протяжении некоторого времени.
Учитывая количество залитого топлива, и отметив пройденное расстояние на конец измерения, необходимо снова залить бак под завязку.
Этот способ подразумевает ведение бортового журнала, в котором нужно отметить объем доливаемого топлива (замерить его можно при помощи мерной канистры), а также дату заправки, показатель одометра и, например, стоимость топлива.
Точные, нормативные значения расхода топлива, вплоть до миллилитра, вам рассчитать вряд ли удастся, но высчитать примерный расход для разных условий езды можно очень просто, для этого не нужно быть большим математиком, достаточно помнить курс математики за третий-четвертый классы и знать, что такое пропорции. Формула расчета, по которой работают калькуляторы расхода, очень простая:
Литры / Километраж х 100 = Расход на 100 км (залитые литры бензина делим на пройденный на эти литры путь и умножаем на 100)
Подавляющее большинство современных автомобилей оборудованы бортовым компьютером, который позволяет водителям не мучиться с бортовыми журналами и вычислениями, и выводит на экран следующую информацию: общий расход топлива (в литрах на 100 километров пути), мгновенный расход топлива (также в литрах на 100 км во время движения, а, в случае стоянки, в литрах в час). Запас хода до следующей заправки, измеряющийся в километрах, время и среднюю скорость в пути. Если необходимо измерить расход на автомобиле с бортовым компьютером, достаточно просто обнулить статистику.
Почему важно рассчитывать расход по возможности после большого пробега?
Потому что так можно минимизировать влияние ошибки. например, из за разных причин (разная точность счётчиков бензоколонок, либо более ранний «отстрел», и т.д.), при повторном заливе мы залили на 1 литр больше топлива.
если мы проехали 100 км, то ошибка будет большой — например вместо 8 литров на 100 км у нас получиться 11 литров. если же та же ошибка у нас будет на пробег 400 км — зальётся на литр больше -ошибка составит четверть от литра — т.е. 8.
Читайте также: Как подключить газовый баллон к газовой плите: нормативы и руководство по подключению
25 литров на 100 км вместо истинных 8.00
Чем больше пробег (соответственно больше израсходовано топлива), тем точнее полученные после расчета данные. Поэтому, считать расход правильнее когда пробег составит более 1000 км. А до этого времени запишите показания одометра и собирайте чеки на АЗС, чтобы знать точное количество потребленного топлива. Если вы знаете свой расход и пробег — рассчитайте общий расход топлива.
——————————————————————————————————————————————
В моем случае, я начал отсчет с показания одометра 180000 миль, сейчас он составляет 183830 миль — разница 3830 миль или 6163,787 км. соответственно. С момента отсчета и пустого бака залил бензина 716,346 л. на сумму 22350 руб.
- Итого получаем:
- 716,346 / 6163,787 х 100 = 11,621
- Расход ⛽: 11,62 л/100км.Стоимость ⛽: 22350 ₽Стоимость 1км пробега: 3,51 ₽
Такие дела. Спасибо за внимание! Всем полного бака и дешевого бензина!
Приложения для телефона за расходом топлива DriverNotes, АвтоТопливо
Источники: Калькулят.ру, safedrive.su/
Цена вопроса: 22 350 ₽ Пробег: 183830 км
Cаморегулируемая организация Некоммерческое Партнерство«МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫЙ АЛЬЯНС ЭНЕРГОАУДИТОРОВ»
В данном разделе приводится методика расчета выбросов парниковых газов от энергетической деятельности, связанной со сжиганием топлива.
При проведении инвентаризации выбросов парниковых газов от сжигания топлива с целью производства энергии (электричества и тепла) и для собственных нужд предприятия оцениваются выбросы газов с прямым парниковым эффектом – двуокиси углерода (СО2), метана (СН4) и закиси азота (N2O).
В процессе сжигания топлива большая часть углерода выбрасывается непосредственно в виде CO2. Другие газы (СН4 и N2O) также оцениваются.
Весь высвободившийся углерод рассматривается в качестве выбросов CO2.
Неокислившийся углерод, остающийся в виде твердых частиц, сажи или золы, исключается из общих показателей выбросов парниковых газов путем умножения на коэффициент1 окисления углерода в топливе (который показывает долю сгоревшего углерода).
Выбросы двуокиси углерода
Выбросы двуокиси углерода при стационарном сжигании топлива являются результатом высвобождения углерода из топлива в ходе его сгорания и зависят от содержания углерода в топливе. углерода в топливе является физико-химической характеристикой, присущей каждому конкретному виду топлива и не зависит от процесса или условий сжигания топлива.
Таблица 1 — Приставки и множители
| Сокращение | Приставка | Символ |
| 1015 | пета | П |
| 1012 | тера | Т |
| 109 | гига | Г |
| 106 | мега | М |
| 103 | кило | К |
Исходными данными для расчета выбросов служат данные о деятельности предприятия. Данные о деятельности представляют собой сведения о количестве и виде сожженного за год ископаемого топлива, то есть фактическое потребление топлива за год, по которым предприятия ведут учет.
Для расчетов используются следующие физические единицы измерения массы или объема топлива: для твердого и жидкого топлива — тонны, для газообразного топлива — тысячи кубических метров.
Для перевода физических единиц в общие энергетические единицы – джоули (Дж), мегаджоули (МДж), гигаджоули (ГДж) или тераджоули (ТДж) (Таблица 1) — используется низшее теплотворное значение (теплота сгорания, или теплотворное нетто-значение — ТНЗ) каждой категории топлива.
Оценка выбросов диоксида углерода при сжигания топлива установками
Каждое топливо имеет определенные химико-физические характеристики, которые воздействуют на горение, такие, как значение ТНЗ, и содержание углерода.
углерода в топливе может определяться в лаборатории на предприятии, что позволяет рассчитать собственный коэффициент выбросов двуокиси углерода и получить более точное значение выбросов.
Использование собственных коэффициентов выбросов предпочтительнее усредненных коэффициентов, указанных в методике.
- Расчет выбросов СО2 при сжигании топлива разбивается на следующие шаги:
- 1) фактически потребленное количество каждого вида топлива по каждой установке в натуральных единицах (т, м3) для соответствующего вида продукции умножается на коэффициент его теплосодержания ТНЗ (ТДж/т, м3);
- 2) полученное произведение (расход топлива в энергетических единицах — ТДж) умножается на коэффициент выбросы углерода (т C/ТДж);
- 3) полученное произведение корректируется на неполное сгорание топлива – умножается на коэффициент окисления углерода (отношение СО2 : СО);
- 4) пересчет выбросов углерода в выбросы СО2 – путем умножения откорректированного углерода на 44/12.
- Расчет выбросов СО2 для каждого вида топлива для отдельных источников (установок для сжигания) производится по формуле:
Определение фактического потребления топлива производится на основании учетных данных предприятия о потреблении различных видов топлива.
При сжигании топлива не весь содержащийся в нем углерод окисляется до СО2. Учет неполного сгорания топлива производится с помощью коэффициента окисления углерода К1. Средние значения К1 представлены в таблице 2.
Таблица 2 — Коэффициенты окисления углерода (K1)
| Вид топлива | Коэффициент окисления углерода (К1) |
| Уголь | 0,98 |
| Нефть и нефтепродукты | 0,99 |
| Газ | 0,995 |
Для перевода потребленного количества топлива в энергетические единицы его масса умножается на его теплотворное нетто-значение (ТНЗ). Для получения эмиссий углерода полученное количество потребленного топлива умножается на коэффициент выбросы углерода. Значения ТНЗ и коэффициентов выбросы углерода для видов топлива приведены в таблице 3.
Таблица 3 — Коэффициенты низших теплотворных нетто-значений (ТНЗ) и коэффициенты выбросов углерода (К2) для видов топлива
| Виды топлива | ТНЗ,ТДж/тыс.т | Коэффициент выбросов углерода,К2, тС/ТДж |
| Сырая нефть | 40,12CS | 20,31CS |
| Газовый конденсат | ||
| Бензин авиационный | 44,21CS | 19,13CS |
| Бензин автомобильный | ||
| Реактивное топливо типа бензина | ||
| Реактивное топливо типа керосина | 43,32CS | 19,78CS |
| Керосин осветительный и прочий | 44,75 | 19,6 |
| Дизельное топливо | 43,02CS | 19,98CS |
| Топливо печное бытовое | 42,54CS | 20,29CS |
| Топливо для тихоходных дизелей (моторное) | 42,34CS | 20,22CS |
| Топливо нефтяное (мазут) | 41,15CS | 20,84CS |
| Мазут флотский | ||
| Пропан и бутан сжиженные | 47,31D | 17,2D |
| Углеводородные сжиженные газы | ||
| Битум нефтяной и сланцевый | 40,19D | 22D |
| Отработанные масла (прочие масла) | 40,19D | 20D |
| Кокс нефтяной и сланцевый | 31,0D | 27,5D |
| Прочие виды топлива | 29,309D | 20D |
| Коксующийся уголь | 24,01CS | 24,89CS |
| Уголь каменный | 17,62PS | 25,58PS |
| Лигнит (бурый уголь) | 15,73PS | 25,15PS |
| Кокс и полукокс из каменного угля | 25,12D | 29,5D |
| Коксовый газ | 16,73PS | 13D |
| Доменный газ | 4,19PS | 66D |
| Газ природный | 34,78CS | 15,04CS |
| Дрова для отопления | 10,22CS | 29,48CS |
Оценка выбросов парниковых газов от сжигания топлива автомобильным транспортом
Автомобильный транспорт производит значительное количество выбросов ПГ, таких, как диоксид углерода (CO2), метан (CH4) и закись азота (N2O).
По методологии МГЭИК автомобильный транспорт, как один из источников эмиссий ПГ, входит в модуль «Энергетическая деятельность», так как выбросы ПГ от автотранспорта связаны со сжиганием топлива.
При оценке выбросов ПГ можно использовать национальные факторы эмиссий или факторы эмиссий ПГ по умолчанию, предложенные в Справочном руководстве МГЭИК.
Расчеты выбросов от транспортных средств основаны на данных об общем потреблении топлива. Удельная теплота сгорания и коэффициенты выбросов для каждого типа топлива были частично рассчитаны с учетом специфики используемого топлива.
Методика расчета выбросов от сжигания топлива от автомобильного транспорта подразделяется на две части: оценка эмиссий двуокиси углерода и оценка эмиссий других газов. Оценка выбросов CO2 лучше всего рассчитывается на основе количества и типа сгораемого топлива и содержания углерода в нем.
Количество окисленного углерода практически не варьирует в зависимости от применяемой технологии сжигания топлива.
Оценка выбросов других газов с парниковым эффектом более сложна, так как зависит от типа автомобиля, топлива, характеристик эксплуатации транспортного средства, типа технологии контроля за выхлопными газами.
Оценка выбросов диоксида углерода от сжигания топлива автомобильным транспортом
Расчет выбросов диоксида углерода от сжигания топлива в двигателях внутреннего сгорания рекомендуется проводить на основе учета видов топлива и типов двигателя. Выбросы углекислого газа по этому методу оцениваются следующим образом.
Сначала оценивается потребление каждого вида топлива по типам транспорта (легковой, грузовой, автобусы, спецмашины).
Затем оцениваются общие выбросы СO2 путем умножения количества потребленного топлива на фактор выбросы для каждого типа топлива и типа транспорта по формуле:
- Е = М х К1хТНЗх К2 х 44/12
- где
- Е — годовой выброс СО2 в весовых единицах (тонн/год);
- М — фактическое потребление вида топлива за год (тонн/год);
- К1 — коэффициент окисления углерода в топливе (показывает долю сгоревшего углерода), таблица 4;
- ТНЗ — теплотворное нетто-значение (Дж/тонн), таблица 4;
- К2 — коэффициент выбросов углерода (тонн С/Дж), таблица 4;
- 44/12 – коэффициент для пересчета выбросов углерода С в двуокись углерода СО2.
Для оценки выбросов диоксида углерода от автотранспортного сектора для используемых видов топлива (бензин, дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ, сжатый природный газ) были рассчитаны региональные коэффициенты пересчета сожженного топлива в выбросы СО2 (теплотворные нетто-значения, коэффициенты выбросы углерода, фракция окисленного углерода). Расчеты коэффициентов для пересчета, представленные в таблице 3.4, были проведены по составу топлива и их физическим характеристикам на основе следующих источников данных: данные ГОСТов различных видов топлива; справочные данные; данные, полученные от некоторых нефтяных и газовых месторождений.
Таблица 4 — Коэффициенты для пересчета сожженного топлива в выбросы СО2 для автотранспорта
| Виды топлива | Теплотворное нетто-значение низшее,ТНЗ ТДж/тыс.тонн | Коэффициент выбросов углерода,К2, тС/ТДж | Фракция окисленного углерода, К1 |
| Бензин | 44,21 | 19,13 | 0,995 |
| Дизельное топливо | 43,02 | 19,98 | 0,995 |
| СНГ | 47,17 | 17,91 | 0,99 |
| Природный газ | 34,78 | 15,04 | 0,995 |
Коэффициенты для расчета выбросов СО2 при сжигании ископаемого топлива
Выбросы СО2 от сжигания топлива — не только главная составляющая всех антропогенных выбросов парниковых газов, но и их наиболее точно известная часть. Во всех странах сжигание топлива — предмет строгой статистической отчетности.
При этом выбросы СО2 при сжигании угля, газа, нефтепродуктов и торфа зависят, прежде всего, от количества использованного топлива. Энергетическая эффективность сжигания топлива очень важна для энергетики и транспорта, но на выбросы СО2 влияет слабо. Главное именно то, сколько топлива было сожжено.
Здесь мы не рассматриваем энергетику стран.
Однако в качестве справочной информации для заполнения энергетического паспорта и Приложения 7 «Сведения по выбросам СО2-эквивалента при использовании энергетических ресурсов за отчетный (базовый) год» полезно привести коэффициенты пересчета — данные о том, сколько СО2 поступает в атмосферу при сжигании тонны того или иного топлива.
Таблица 5 — Коэффициенты для расчета выбросов СО2 при сжигании ископаемого топлива
| Виды топлива | Выбросы СО2 |
| Природный газ | 1,85 т СО2/(тыс. м3) |
| Каменный уголь | 2,7–2,8 т СО2/т, в зависимости от марки угля |
| Торф | ~1,5 т СО2/т, одна тонна торфа дает в ~2 раза меньше энергии, чем тонна угля |
| Топочный мазут | 3,1 т СО2/т |
| Автомобильный бензин | 3,0 т СО2/т или 2,1–2,3 кг СО2/л в зависимости от температуры топлива и его марки (летнее более плотное, а зимнее менее плотное) |
| Дизельное топливо | 3,15 т СО2/т или 2,6–2,8 кг СО2/л в зависимости от температуры топлива и его марки (летнее более плотное, а зимнее менее плотное |
| Авиационный керосин | 3,1 т СО2/т |
| Древесное топливо и сельскохозяйственные отходы | Выбросы СО2 считают равными нулю, так как СО2, поступивший в воздух при горении, ранее был поглощен из атмосферы в процессе роста растений (образуется замкнутый круговорот, не ведущий к росту концентрации СО2 в атмосфере) |
Источник: Национальный доклад РФ о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом за 1990– 2010 гг. М., 2012.
Также на нашем сайте:
