Энергетическое обследование котельной. Энергетические обследования коммунальных отопительных котельных Документальное изучение обследуемого предприятия

Интернет - Доклад

В.А. Кожевников, МЭИ (ТУ)

Из опыта обследования систем теплоснабжения городов и районов нашей страны в последние годы наблюдается тенденция роста потребления электроэнергии на производство и передачу тепловой энергии и теплоносителя. Эта тенденция выражена в показателях роста удельных расходов электроэнергии и электрической мощности. Накопленный материал энергетических обследований позволяет констатировать факты и требует глубокого анализа этой ситуации, причём в каждом конкретном случае индивидуально.

Об электрохозяйстве систем теплоснабжения

Динамика роста удельных расходов электроэнергии в последние годы в

системах теплоснабжения составила от 5 до 8 % в год. Так на множестве объектов разных регионов замечено, что за три года, 2005-2007, этот прирост составил от 17 до 27 %. Конечно, рост удельного показателя небезграничен, однако, сам факт роста потребления электроэнергии в системах теплоснабжения уже настораживает. Эта тенденция сопровождается и ростом потребления электрической мощности, выраженной снижением коэффициента мощности у потребителя и в энергосистеме.

На фоне роста цен на топливо и повышения тарифов на электроэнергию в 2,5-3,0 раза, запланированных Правительством РФ в ближайшие 4 года, можно предположить, что доля затрат на оплату первичных ресурсов в структуре цен на тепло будет увеличиваться в нарастающей прогрессии. Это будет сказываться не только в тарифах на тепло, чей рост может достигнуть 3,5-4,0 раз, но и на его покупательную способность, а соответственно и на доходную часть структур централизованного теплоснабжения (потребитель вынужден отказываться от услуг системы ЦТС полностью или частично), что влечёт неблагоприятные последствия.

Причин сложившейся ситуации довольно много, но некоторые элементы имеют общие черты. В их числе:

– изменение или несоблюдение нормальных режимов эксплуатации самих объектов теплоснабжения (например, отсутствие планов подготовки объектов на неотопительный период и экономически обоснованных схем переключения тепловых сетей и источников),

– износ электроприёмников и электрических сетей, некачественное обслуживание,

– ошибочный выбор электроприёмников и неверная настройка автоматики,

– ошибки учёта потребления электроэнергии и её распределения, причём как в энергосистеме, так и у потребителя электроэнергии,

– отсутствие нормального учёта электрической мощности и утрата контроля заявки на электрическую мощность,

– изменение структуры потребления тепловой энергии, тепловых и гидравлических нагрузок сетей;

– нарушения в управлении электрохозяйством объектов (отсутствие сезонных электрических схем переключения, отключение компенсаторных установок, дисбаланс сборок, изменения и просчёты в конфигурации схем электроснабжения),

– изменение климатических условий.

В структурах теплоснабжения чаще бытует мнение о первостепенности задач теплоснабжения потребителей, что местами привело к игнорированию нарастающих проблем в электрохозяйстве объектов теплоснабжения и к роспуску квалифицированного электротехнического персонала. Этому способствует несовершенство нормативно-правовой базы целого комплекса проблем и застойное представления об электропотреблении объектов теплоснабжения.

Наиболее распространённые меры повышения эффективности использования электроэнергии, получившие широкое распространение в последние годы, это её экономия на замене освещения, установке устройств частотно-регулируемого привода и автоматизации технологических процессов. Следует отметить, что доля освещения в балансе потребления электроэнергии очень мала (до 5%), устройства ЧРП не всегда себя оправдывают, а автоматизация требует квалифицированного обслуживания. Поэтому, чаще приходится сталкиваться с ситуацией, когда персонал следит только за своевременным отключением освещения, ЧРП выходит из рабочего режима и персонал осуществляет переключения на прямое питание электродвигателей, в АСУТП не используется все возможности, АСКУЭ не введено в эксплуатацию или носит формальный вид, об управлении нагрузками и переключениями групп представление отсутствует.

Как ни парадоксально, но в системах теплоснабжения потенциал нерационального использования электрической мощности можно оценить в треть объёма всего её потребления, т.е. более 30 %, из которых на электродвигатели приходится 22 % (см. технико-экономический анализ ниже), на освещение - до 3 % и выше, в управлении электроснабжением - 7-10 %.

Объём потребления электроэнергии коммунальными системами теплоснабжения (кроме сетей запитанных от ТЭЦ АО-Энерго) по оценкам разных институтов в стране составляет от 61,5 до 70,0 млрд. кВтч в год на 01.07.2007г. и продолжает расти. К 2010 году он составит 84,0 млрд. кВтч. Если принять указанный потенциал, соответствующий трети объёма потребления в электроэнергии, то он оценивается в 23,3 млрд. кВтч., в 2008г. превысит 25,2 млрд. кВтч, а в 2010г. достигнет 28,0 млрд. кВтч. Для сравнения, страны с населением до 10 млн. человек имеют суммарное годовое потребление электроэнергии в балансе ВВП менее 25,0 млрд. кВтч. Конечно, Россия - страна северная, с холодным климатом, тем не менее, над такими цифрами стоит задуматься… Понятно, что далеко не весь потенциал может быть реализован на практике, но сократить его вдвое вполне реально выполнимая задача.

В тоже время, следует заметить, что снижение удельного потребления электроэнергии и мощности и нормализация электроснабжения сопровождаются снижением тепловых потерь, выраженных экономией топлива в котельных и на источниках генерации электроэнергии. Полезный эффект может дать комплекс организационных мероприятий по совершенствованию учёта потребления топлива, электроэнергии и отпуску тепла. Для контроля данных учёта энергоресурсов, нагрузок и мощностей в комплексе схемных решений, несомненно, способствуют системы АСКУЭ, но и не стоит упускать и возможности АСУТП.

ОАО «ВНИПИэнергопром» разрабатывает довольно широкий спектр мероприятий по снижению потребления электроэнергии. Отдельные методы, требуют согласованного взаимодействия структур теплоснабжения, электроснабжения и администрации городов, районов.

Так, модель компенсации реактивной мощности (КРМ) на напряжениях питания 0,4 кВ объектов теплоснабжения на примере «энергетической сетки», позволила оценить потребление реактивной составляющей электрической мощности в пределах 23,3-33,7 %, что соответствует уровням нормализации Сosφ в пограничных пределах от 0,945 до 1,0, сопоставимо с выводами других институтов и результатами, приведёнными ниже технико-экономического анализа. Безусловно, наибольший вклад в снижение коэффициента электрической мощности вносят неэкономичные насосы.

Реализация метода «энергетической сетки» для компенсации реактивной мощности в энергосистеме непосредственно увязана с тарифным планом района потребителя и подразумевает использование электрических вводов котельных и ЦТП в качестве масштабной сетки, покрывающей весь город или район, как правило, находящихся в управлении одной или ограниченного состава структур энергоснабжения. Но задачи компенсации реактивной мощности целесообразно рассматривать одновременно с задачами высвобождения электрической мощности.

Превалирующими способами высвобождения мощности являются замена насосов и электродвигателей на энергоэффективные, замена освещения на энергосберегающее и установка автоматических КРМ, что выполняется в завершающий момент, а сами эти мероприятия должны сопровождаться дополнительным комплексом мер и процедур. Так как современные объекты оборудуются приборами учета, частотными преобразователями и устройствами плавного пуска, технологическими контроллерами, диспетчерскими блоками, компьютеризированными АСУТП и АСКУЭ, автоматикой горения, современной осветительной аппаратурой, и пр., электронная база которых требует электропитания высокого качества, сбалансированной нагрузки фаз, выровненного напряжения и чистых гармоник, компенсаторы реактивной мощности целесообразно дооснащать электрическими фильтрами.

В качестве примера на рисунке 1 приведён график Сosφ, показания сняты на трансформаторе тепловой станции на стороне 10 кВ. Режим компенсации реактивной мощности не включён, но были выполнены технические мероприятия и переключения для устранения дисбаланса в сети станции, до которых показания Сosφ находились в жёлтой зоне, в диапазоне 0,76÷0,86.

Другой момент, достойный серьёзного внимания: трансформаторные подстанции объектов теплоснабжения на 6 и 10 кВ, как правило, имеют завышенную установленную мощность, о чём часто свидетельствуют и их коэффициенты загрузки - 5-20 %, мощности которых способны принять на себя нагрузки и быть использованы с большей пользой для нужд городов и поселений. Но вот догрузка трансформаторов за счёт субабонентов запрещена, что делает эти объекты бременем эксплуатации. Такая ситуация сложилась в системах теплоснабжения всей страны и может быть «развязана» разными способами от замены трансформаторов на современные с меньшей установленной мощностью и схем перераспределения мощности, до принятия нормативно-правовых актов, позволяющих содержать субабонентов и регламентирующих формы расчётов и учёта потребления электроэнергии и мощности.

Взглянем на проблему роста удельных расходов электроэнергии и потребления электрической мощности систем централизованного теплоснабжения с другой стороны. Отслеживая тенденции последнего десятилетия, можно сказать, что к этому результату привела чрезмерная централизация систем теплоснабжения и частый отказ от принципов развития децентрализованных систем, а точнее, неверная их трактовка и определение принципов развития, сочетания и взаимодействия обеих систем. Одновременно этот этап сопровождался передачей абонентов теплопотребления с сетей, запитанных от ТЭЦ АО-Энерго, сетям структур централизованного теплоснабжения коммунальной энергетики, к которым присоединялись ещё и источники промышленных предприятий. Перераспределение финансовых потоков и реформы электроэнергетики повлекли к перераспределению нагрузок и мощностей, что в большинстве случаев создало серьёзные проблемы:

режимы работы источников промышленного теплоснабжения не соответствует режимам теплопотребления коммунальной энергетики, и как следствие, это привело к нарушениям температурных графиков, перетопам или недотопам, дисбалансу сетей гидравлическому и тепловому;

тепло, выработанное на ТЭЦ не находит своего потребителя, и как следствие, подлежит сбросу, дисбаланс в выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ привёл к перерасходам топлива и увеличению удельных расходов на выработку электроэнергии, к снижению КПД и качественных показателей ресурсов выработки, к росту тарифов как на электроэнергию, так и на тепло ТЭЦ;

рост объёмов потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения потребовал строительства новых котельных и увеличения производительности существующих мощностей, и как следствие, это привело к росту потребления топлива и электроэнергии на выработку тепла;

отказ от децентрализации систем теплоснабжения, даже частичный, привёл к укрупнению тепловых сетей и росту потерь тепла и теплоносителя в них;

изменение схем тепловых сетей (как правило, сети коммунальных предприятий не связаны с сетями ТЭЦ АО-Энерго) и присоединение новых тепловых источников повлекло перераспределение нагрузок и укрупнение сетей, что потребовало повышение насосной мощности на циркуляцию теплоносителя, а значит увеличение потребления электроэнергии на производство и передачу тепла.

Приведённая диаграмма изменения состава котельных в стране наглядно отражает описанную ситуацию. Если учесть, что коммунальными котельными вырабатывается 1,3 млрд. Гкал тепла в год, а ТЭЦ - 1,5 млрд. Гкал, то следует и учесть, что сбросу тепла с ТЭЦ подлежит до 40 % (в отдельных случаях, до 60 %) от выработанного объёма, что составляет 0,5-0,6 млрд. Гкал, или 38,5-46,2 % тепла, вырабатываемого коммунальными котельными. Полагаем, что в стране, имеющей стабильный рост потребления электроэнергии и электрической мощности, будут расти тепловые потери и сбросы тепла, которые не нашли себе применения ….

Помимо этого, усилилась дисгармония в производственных показателях систем теплоснабжения отопительного и неотопительного периодов, что выражается в высокой разнице тех же удельных показателей потребления топлива и электроэнергии. Летом тепловая мощность задействованных котлоагрегатов иногда в 30 раз и более превышает расчётную мощность, достаточную для обеспечения тепловой нагрузки, т.е. котёл работает в недопустимом режиме, что свидетельствует о его завышенной установленной мощности либо об отсутствии в схеме котельной котлов для обеспечения летних режимов теплопотребления. Причём, автоматизированные горелки с широким диапазоном регулирования далеко не всегда способны обеспечить надлежащий режим теплопроизводительности. Это влечёт к тепловым потерям на источнике, выраженным в завышенных расходах на собственные нужды или низкими КПД агрегатов, и в тепловых сетях. При этом, на выработку и транспорт тепла в летний период задействовано электрической мощности гораздо больше, чем в зимний, в удельном весе: удельные расходы электроэнергии увеличиваются в 3-6 раз, в большей степени потребляемые на циркуляцию теплоносителя и его охлаждение. Существующие системы учёта ресурсов и отчётности на предприятиях теплоснабжения позволяют отразить вполне приемлемые показатели удельных расходов топлива на выработку и отпуск тепла потребителям, но упускают из виду анализ электрической составляющей.

К таким выводам привёл анализ удельных расходов электроэнергии и потребляемой электрической мощности систем теплоснабжения, рост которых свидетельствует о серьёзном снижении энергетической эффективности систем централизованного теплоснабжения. Отсутствие реальной картинки о системах энергоснабжения, несоответствие и недостаток информации о соответствии имеющихся мощностей фактическим нагрузкам, под час, не позволяет оптимизировать эти же системы на местах, а администрациям городов и районов и руководителям разного уровня принять верные решения и благоприятные планы развития как систем теплоснабжения, так и систем электроснабжения.

Стоимость ТЭР перекладывается на стоимость услуг и продукции потребления и отражается на их качестве. Само производство продукции в нашей стране довольно энергоёмко, и по ряду отраслей в несколько раз превышает энергоёмкость аналогичной продукции других стран, что снижает её инвестиционную привлекательность и конкурентоспособность, а значит и приток денег в город или регион.

Создавшаяся ситуация в структурах теплоснабжения на сегодня потворствует неудержимому росту потребления топлива и электроэнергии, как в количественных, так и в удельных величинах. Судите сами, картинка событий такова: чем выше зависимость систем централизованного теплоснабжения от котельных источников коммунальной энергетики, тем больше тепла они вырабатывают и распределяют, тем больше затрат электроэнергии и электрической мощности на производство тепла, тем больше тепла выбрасывается с ТЭЦ, тем выше топливные затраты, тем выше тарифы… Эта тенденция усугубляется ростом потребления газа и снижением возможности использования других ресурсов. В свою очередь, на поставку газа затрачивается та же электроэнергия и топливо, и т.д.

Согласитесь, в приведённых примерах многие мероприятия требуют согласованного взаимодействия структур теплоснабжения и электроснабжения. Увеличение доли сброса

Как известно, горение материалов происходит при обязательном присутствии кислорода или воздуха (в составе которого находится кислород). В качестве топлива, как правило, используется природный газ (примерно 65% котлов в России работают на газе), мазут малосернистый (солярка), высокосернистый (20%) или уголь (10%)) При идеальном процессе топливо сгорает полностью. О полноте сгорания топлива можно судить по продуктам, которые вырабатываются в процессе горения и выбрасываются в трубу. Для анализа состава выбрасываемой смеси используются газоанализаторы.

Внутри котла топливо в определенной пропорции смешивается с воздухом, образуя горючую смесь. Известно, что идеальное сгорание происходит при наличии на 1 (одну) объемную долю топлива 0,4 (нуля целых, четырех десятых) долей воздуха. Если воздуха недостаточно, топливо сгорит не полностью, если воздуха слишком много, имеет место перерасход топлива, потребляемого сжигающей установкой для нагрева излишков воздуха, при этом в отходящих газах образуется излишек кислорода. И то и другое снижает КПД котла, то есть, для достижения необходимой температуры теплоносителя (воды или пара) на выходе приходится расходовать больше топлива. Поэтому газоанализаторы, несмотря на то, что стоят недешево, окупаются достаточно быстро, так как при правильном горении экономия топлива в денежном отношении ощутима. Кроме того, в России за настройку одного котла с выдачей режимной карты* фирмы, занимающиеся наладкой, берут от 20000 руб. и выше. К примеру, газоанализатор в стандартном комплекте имеет стоимость примерно 33000 руб. Наладчики окупят затраты на приобретение прибора за два выезда на объекты.

Переносные газоанализаторы устроены следующим образом. Внутри прибора находится насос (помпа), прокачивающий пробу через датчики, каждый из которых настроен на определенный элемент (газ), находящийся в смеси отходящих газов и интересный с точки зрения анализа правильности горения. Например, при не догорании топлива (то есть при недостатке воздуха в соотношении «топливо-воздух») в отходящих газах (в трубе) образуется оксид углерода СО (угарный газ), а при горении мазута и угля еще и диоксид серы SO2. О переизбытке воздуха в горючей смеси «топливо-воздух» можно судить по высокой концентрации кислорода (О2) в отходящих газах. Кроме того, в отходящих газах содержится оксид азота NO, величина концентрации которого также зависит от правильности горения. На величину NO (а также на величину SO2) имеются экологические ГОСТы, которым все котлы должны соответствовать. Таким образом, еще одна функция газоанализатора - контроль выбросов в атмосферу вышеперечисленных токсичных газов, а значит, контроль загрязнения воздуха. Кроме того, Специнспекции аналитического контроля (бывшие комитеты природы – экологи) требуют от котловладельцев наличия либо газоанализатора, измеряющего NO (если горит газ) и SO2 (если горит мазут или уголь), либо соответствующего документа (режимной карты) о наладке котла. Их отсутствие иногда грозит штрафом.

Помимо помпы газоанализаторы имеют пробоотборный зонд, который помещается в газоход через отверстие в этом газоходе, которое имеется, как правило, на всех котлах. Конец зонда находится в точке отбора отходящих газов – примерно посередине диаметра газохода. Поскольку газоходы бывают разных диаметров, зонды, соответственно, бывают разной длины. В точке отбора пробы на зонде расположена термопара для измерения еще одного важного параметра – температуры отходящих газов. Чем ниже эта температура, тем больше тепла отдает горючая смесь «топливо-воздух» трубе с водой, тем выше КПД горения.

Соотношение «топливо-воздух» на котлах российского производства и на некоторых зарубежных котлах настраивается вручную, с помощью специальных вентилей регулируется клапан подачи воздуха. На современных импортных котлах клапан подачи воздуха регулируется программно с помощью компьютера. В этой регулировке (ручной или компьютерной), собственно, и заключается настройка (наладка) котла. При регулировке соотношения «топливо-воздух» минимизируются измеряемые газоанализаторами концентрации О2, СО в отходящих газов и их температура.

Зачастую в России импортные котлы с компьютерной регулировкой соотношения «топливо-воздух» не налаживаются вообще, хотя, если следовать рекомендациям разработчиков, и эти котлы должны быть настроены по отходящим газам с помощью газоанализатора. В России многие производители также халтурят, настраивая свои котлы «на глаз» по цвету пламени горелки, однако, этот метод неточен.

Электрохимические датчики (ячейки), установленные на газоанализаторах, имеют определенный срок службы, не зависящий от интенсивности эксплуатации прибора. Английские ячейки имеют срок службы 2,5–3 года. Замена датчиков, а также периодическая (раз в год) поверка приборов производятся в сервисных центрах.

Кроме наладки процесса горения, распространенной работой при энергоаудите котельной является определение теплопотерь от стенки котла через обмуровку. Речь идет, естественно, о довольно старых, советского еще производства котлах. Эти теплопотери вычисляются, исходя из измеренной температуры и определения нагретых и холодных участков стенки. Наиболее удобно при таких замерах пользоваться тепловизорами. Если стенка или ее участки нагреты сильно (максимальная величина теплопотерь, по идее, должна регламентироваться в паспорте котла, однако, не всегда она указана, поэтому, опытные наладчики определяют перегрев сами), можно предложить заменить или улучшить (обновить) обмуровку, скорее всего, внутри нее образовалась трещина, и часть тепловой энергии уходит через стенку в окружающий воздух, что, понятно, снижает КПД.

Большое количество природных зон России и СНГ, как известно, обуславливает различие климата между отдельными районами, поэтому зачастую задаются вопросы, связанные с измерениями в условиях отрицательных температур (ниже -5 о) или температур выше +40 о С. Например, при производстве работ на открытых котлах в г. Ашхабат 5 июля 2004 года температура окружающего воздуха на солнечной стороне превышала +45 о С. При работе газоанализатора произошел отказ некоторых датчиков, прибор был выключен, перенесен в помещение с кондиционером, через некоторое время снова включен и вынесен на объект измерений. После кратковременных замеров (порядка 10 минут) и занесения показаний в память, прибор снова был выключен и помещен под кондиционер. При строительстве котельной на архипелаге Новая Земля ситуация была та же, только вместо помещения с кондиционером – теплая комната, а вместо плюс 45 – минус 20.

В заключение следует отметить, что котельная является важнейшим энергетическим объектом в хозяйстве промышленного предприятия или службы ЖКХ. Правильная и осмысленная ее эксплуатация поможет не только сохранить физическое и психологическое здоровье граждан, но и предотвратить саму возможность остановки важнейших стратегических линий предприятия.

*режимная карта – это форма, которая заполняется при выпуске или наладке котла. В ней отображаются параметры, измеряемые с помощью газоанализаторов.

Предлагаем комплексные услуги по проведению энергетических обследований. В нашей компании вы можете заказать проверку котельной или другого объекта, получить квалифицированную помощь профильных специалистов и оформить все необходимые документы. Мы предлагаем максимально выгодные условия сотрудничества и доступные цены на все виды предоставляемых услуг.

Энергоаудит котельной проводится в соответствии с установленным законодательством порядком. По окончании проверки разрабатывается и заполняется энергопаспорт.

Цена услуги - *от 20 000 рублей.

*Для уточнения стоимости - звоните!

Работаем по Москве и всей Московской области, возможен выезд в другие регионы.

Особенности энергоаудита котельных

Котельные по праву считаются одними из наиболее сложных объектов любой организации или предприятия. Благодаря высокому уровню потребления энергоресурсов, они также обладают самым высоким потенциалом энергосбережения.

Процедура энергетического аудита нацелена на решение широкого комплекса задач, главной из которых является оптимизация энергопотребления. Среди других целей исследования наиболее значимыми являются:

• сбор информации о текущих показателях энергопотребления;
• вычисление потенциальных объемов энергосбережения;
• разработка персональной программы энергосберегающих мероприятий.

Порядок и методика проведения энергетических обследований на котельных регулируется положениями Федерального закона № 261-ФЗ.

Этапы проведения энергоаудита

Энергетический аудит котельных представляет собой сложный, комплексный процесс. Саму процедуру проверки можно условно разделить на четыре основных этапа:

• документальное исследование;
• инструментальное и визуальное исследование;
• анализ собранной информации;
• оформление отчетной документации.

На первом этапе изучается проектная документация и результаты ранее проведенных обследований. После выполняется серия инструментальных замеров и проводится визуальное обследование проверяемого объекта. Собранные в ходе аудита данные систематизируются и анализируются.

Заключительная часть – подготовка и оформление документов. В ходе любого энергоаудита разрабатываются, по меньшей мере, два документа: технический отчет и энергопаспорт. При этом для котельных не предусмотрено оформление отдельного паспорта. Информация о состоянии котельных вносится в ряд соответствующих приложений и подразделов энергопаспорта организации или предприятия.

Проектная и исполнительная документация по котельным, тепловым сетям, насосным подстанциям на тепловых сетях и тепловым пунктам;

Эксплуатационная документация (режимные карты, разработанные для каждого котла по результатам режимно-наладочных испытаний этих котлов, утвержденные температурные графики регулирования тепловой нагрузки, пьезометрические графики, информация о тепловой нагрузке по видам теплового потребления, а также по отдельным потребителям тепловой энергии (тепловые пункты и др.);

Статистическая информация за год, предшествующий году проведения энергетического обследования (производство и отпуск тепловой энергии в течение года, затраты топлива при этом, расход теплоносителя и подпиточной воды, располагаемый напор в узловых точках тепловых сетей, температура наружного воздуха и теплоносителя в подающих и обратных трубопроводах тепловых сетей на выводах котельных, температура грунта на глубине, соответствующей расположению оси трубопроводов тепловых сетей и т.д.);

Результаты проведения и обработки результатов испытаний тепловых сетей для определения тепловых потерь теплопередачей через тепловую изоляцию трубопроводов, а также их основных гидравлических характеристик;

Информация о конструкциях трубопроводов тепловых сетей по видам их прокладки и типам примененных изоляционных материалов, техническое состояние изоляции трубопроводов с целью оценки ее замены на отдельных участках, а также о сроках эксплуатации отдельных участков тепловых сетей;

Информация об оснащении системы теплоснабжения приборами учета отпускаемой и потребляемой тепловой энергии и теплоносителя;

Материалы разработки энергетических характеристик тепловых сетей (системы теплоснабжения);

Информация о частоте и характере повреждений тепловых сетей и оборудования.

1.15. Технической основой проведения энергетического обследования в системах электроснабжения являются:

Проектная и исполнительная документация по воздушным и кабельным электрическим сетям, подстанциям и другим сооружениям;

Эксплуатационная документация;

Статистическая информация за год, предшествующий году проведения энергетического обследования (баланс электрической энергии; величина потерь по элементам; компенсация реактивной энергии; показатели качества электрической энергии);

Информация по видам прокладки и сроках эксплуатации отдельных участков электрических сетей;

Информация об оснащении системы электроснабжения приборами учета отпускаемой и потребляемой электрической энергии;

Информация о частоте и характере повреждений электрических сетей и оборудования.

1.16. Техническая программа и методика должны быть согласованы с органом государственного энергетического надзора до начала энергетического обследования.

1.17. По результатам обследования составляется технический отчет с выводами и мероприятиями по повышению энергоэффективности системы энергоснабжения.

1.18. Технический отчет о проведенном энергетическом обследовании, выводы и мероприятия по повышению энергоэффективности обследованной системы централизованного теплоснабжения или части ее (отопительные котельные; тепловые сети) представляются обследуемой организации.

В десятидневный срок после подписания отчета о проведенном обследовании в орган государственного энергетического надзора по месту нахождения обследованной энергетической организации передаются энергетические паспорта (приложения 3, 4, 5 к настоящей Методике).

2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ КОММУНАЛЬНЫХ

ОТОПИТЕЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ

Обследование может носить характер комплексного, при котором выявляются и анализируются как показатели в целом по теплоснабжающему предприятию, так и по его отдельным котельным.

Отопительные котельные с годовым потреблением топливно-энергетических ресурсов, приведенных к условному топливу, 6 тысяч и более тонн условного топлива (т у.т.) обследуют, как правило, в полном объеме энергетического обследования; котельные малой мощности (до 6 тыс. т у.т. в год) могут быть обследованы по сокращенной программе в составе обследования предприятия в целом.

Ниже приводятся показатели, характеризующие энергетическую эффективность коммунальных отопительных котельных, и методы их определения при энергетических обследованиях.

2.1. Первичные, очередные, внеочередные обследования и экспресс-обследования

2.1.1. Для оценки эффективности использования топлива и энергии при проведении обследования применяется показатель удельных потерь энергоэффективности при отпуске тепла котельной (DB пот), определяемый по формуле:

, кг у.т./Гкал (1)

где DB эр, DB рек и DB уч - значения возможного снижения расхода условного топлива за год, т у.т., за счет соответственно:

Повышения уровня эксплуатации и ремонта оборудования;

Реконструкции и модернизации элементов оборудования;

Совершенствования технического учета и отчетности, энергетического анализа, усиления претензионной работы с поставщиками топлива;

Q отп - отпуск тепловой энергии, Гкал.

Значение DB пот характеризует выявленный при обследовании топливный эквивалент потенциала энергосбережения DB эн.сб в пересчете на условное топливо:

DB эн.сб = DB пот Q отп 10 - 3 , т у.т. (2)

2.1.2. Показатель DB эр рассчитывается на основе отчетных данных за последний календарный год.

2.1.3. Значение DB эр в пересчете на условное топливо, соответствует превышению фактических удельных расходов топлива на отпускаемую тепловую энергию B отп над номинальным значением B отп(ном) :

DB эр = (B отп - B отп(ном)) Q отп 10 - 3 , кг у.т./Гкал (3)

Номинальные значения удельного расхода топлива отражают минимальный уровень затрат энергоресурсов для конкретной котельной на отпуск тепловой энергии потребителям при отсутствии упущений в эксплуатационном обслуживании и ремонте оборудования и при фактических за отчетный период:

Составе работающих котлов;

Значениях внешних факторов, не зависящих от деятельности эксплуатационного и ремонтного персонала (структура и качество сожженного топлива, температура воды в источнике водоснабжения и наружного воздуха и т.д.).

При разработке нормативно-технической документации по теплоиспользованию (НТД ТИ) определяется среднегодовое значение резерва тепловой экономичности по отпуску тепловой энергии и разрабатываются конкретные адресные мероприятия по их реализации, как правило, в полном объеме в течение срока действия документации.

Составляющие потерь энергоэффективности DB i ; рассчитываются на основе оценки влияния на эффективность топливоиспользования отклонений следующих фактических показателей функционирования агрегатов от нормативных значений:

Кпд брутто котла (котельной установки);

Коэффициент избытка воздуха;

Присосы воздуха в топочную камеру, конвективную шахту, газоходы котлов;

Температура уходящих газов за последней поверхностью нагрева конвективной шахты (перед дымососом);

Затраты электроэнергии на механизмы собственных нужд (питательные насосы котлов, дутьевые вентиляторы, дымососы);

Расходы тепловой энергии на собственные нужды (мазутное хозяйство, размораживающее устройство, калориферная установка, отопление и вентиляция производственных зданий и сооружений).

Значения DB i характеризуют направления реализации резервов повышения энергоэффективности котельной. Примерная форма, заполняемая при анализе показателя DB эр и его составляющих DB i , приведена в приложении 2.

При отсутствии в котельной, утвержденной НТД, ТИ допускается использование информации из режимных карт, по проектным данным, результатам экспресс-испытаний.

2.1.4. Значение DB рек принимается по проекту реконструкции агрегата (узла).

2.1.5.Эффект внедрения рекомендаций по совершенствованию технического учета DB уч принимается по экспертной оценке. Если рекомендации касаются улучшения претензионной работы с поставщиками топлива, DB уч численно равняется значению его недогруза.

2.2. Определение энергосберегающего потенциала

Энергосберегающий потенциал котельной определяется по следующим направлениям:

Анализ состава оборудования, условий топливо- и водоснабжения;

Оценка состояния технического учета и отчетности, нормирования и анализа показателей топливоиспользования;

Анализ состояния оборудования, эффективности работы элементов технологической схемы, ее особенности и анализ оптимальности тепловой схемы;

Анализ выполнения мероприятий по реализации резервов тепловой экономичности;

Составление топливно-энергетического баланса котельной, анализ работы и режимы отпуска тепла котельной в соответствии с режимными картами в базовом году (предыдущему году обследования) и текущем отопительном периоде.

2.2.1. Анализ состава оборудования, условий топливо- и водоснабжения, особенностей тепловой схемы.

По этому разделу программы рассматриваются нижеследующие вопросы.

2.2.1.1. Состав основного и вспомогательного оборудования, табл.1;

Основное и вспомогательное оборудование _________________________ котельной

и его краткая техническая характеристика

Таблица 1

Параметры котла

Проектное топливо

Дымососы

Дутьевые вентиляторы

Сетевые насосы

Станционный номер котла

Тип, марка

Год ввода в эксплуатацию

Завод-изготовитель

Производительность т/ч пара, Гкал/час

Давление, кгс/см 2

Температура, °С

Бассейн, марка

Расход на котел, т/ч

Количество

Производительность, м 3 /ч

Мощность, кВт

Количество

Производительность, м 3 /ч

Мощность, кВт

Количество

Производительность, м 3 /ч

Мощность, кВт

Тип фильтров

Количество

Производительность, м 3 /ч