Структура отчета.

Содержание отчета по энергоаудиту должно включать:1. Титульный лист с указанием исполнителей.2. Содержание.3. Введение.4. Аннотацию с перечнем предложенных решений по энергосбереже­нию.5. Методическое и инструментальное обеспечение энергоаудита.6. Состав программы энергоаудита7. Описание предприятия.8. Схемы энергоснабжения и энергопотребления.9. Оценка возможностей экономии энергии по системам снабжения энергоресурсами и основным энергопотребляющим технологическим про­цессам и установкам.10. Обзор предлагаемых решений и программ по энергосбережению.11. Анализ возможности развертывания на предприятии более деталь­ной системы учета энергии и организации системы энергетического менедж­мента.12. Приложение с таблицами.

Во введении:

обосновывается необходимость проведения энергоаудита предпри­ятия, указываются источникфинансирования и участники выполнения рабо­ты, ответственные исполнители и участники со сторонызаказчика, сроки вы­полнения договора.

В аннотации:

кратко описываются содержание, методика проведения, применяемые приборы и результатыработы, приводится список непосредственных испол­нителей (ответственных исполнителей), а такжеперечень предлагаемых рекомендации и их эффективность, оформляемый в виде таблицы.

В разделе «Методическое и инструментальное обеспечение энергоаудита»

Приводится перечень использованных нормативных и нормативно-технических документов иметодик, допущенных органами Гос(Рос)энергонадзора для использования при энергетическомобследовании предприятий.

Пример

1. Методическое и инструментальное обеспече­ние энергоаудита

В настоящей работе Аудитором использованы нормативные, нормативно-технические документы иметодики, допущенные органами Ростехнадзора (Госэнер-гонадзора) для повсеместного использованияпри инспектировании (обследовании, проверке) объектов. В составе исходной нормативно-методическойбазы настоящего аудита использованы следующие документы:• Закон РФ «Об энергосбережении» за № 28-ФЗ от 03.04.97.• Методические указания по обследованию энергопотребляющих объек­тов. М.: МЭИ. 1996.• Правила проведения энергетических обследований организаций (утвер­ждены Минтопэнерго России25.03.98.)• Рекомендации по проведению энергетических обследований (энергоау­дита),(утверждены приказомМинпромэнерго РФ 04.07. 2006)

6. Состав программы энергоаудита

• Правила (стандарты) аудиторской деятельности в Российской Федера­ции.

• Методические указания по проведению знергоресурсоаудита в жилищно-коммунальном хозяйстве. МДК 1-01.2002. (утверждены

приказом Гос­строя России от 18.04.2001 № 81).

• Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, пере­даче и распределении. Минтопэнерго РФ, 1995.

Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электриче­ской энергии на передачу по электрическим сетям

энергосистем и энер­гообъединений. Министерство энергетики и электрификации СССР, 1987.

Расширенный список литературы приведен в разделе 10 настоящего отчѐта, а также на отдельные позиции, имеющие ключевое

значение для решения конкретных практических вопросов, ссылки приводятся непосредственно в тексте отчѐта.

Инструментальное обследование проводилось для восполнения недостающей информации при оценке эффективности

энергоиспользования или при возникновении сомнения в достоверности, предоставленной информации. На разных стадиях

прове­дения обследования объекта аудиторами использовались приборы электроизмери­тельной лаборатории , перечень которых

представлен в табл. 1.1.

Состав парка приборов, используемый для проведения энергети­ческого обследования

Наименование средств

измерений (кол-во)

Тип Предел

измерений

Погрешность

измерения

Заводской

номер

Год

выпуска

Дата

последней

проверки

(калибровки)

Дата

следующ

ей

проверкиЭлектронный измеритель плотности

тепловых потоков(2)ИТП-МГ4.03 5-999Вт/м2 ±5%/±0,2°С 127 159 2005 9.11.2005г. Не позднее

9.11.2006г

Портативный компьютерный термограф

(1)

ИРТИС-2000 -40-+600°С ±2°С 375 2005 14.10.2005 г. 14.10.2006 г.

Электронный самописец температур

двухканальный (8)

ИС-201 -50-180 "С 5133051369

51335 51363

51374 51316

51370 51364

2005 28.10.2005г. 28.10.2007г.

Термометр контактный с газовым,

поверхностным, погружным и

влажностным зондом (1)

TK-5.05 -199-1300°С ±0,5°С 524182 2005 10.11.2005г. 10.11.2006г.

Анализатор показателей качества и

количества эл. энергии (1)

AR.5 Circutor U 30-500 В I

0,05-5 А-клещи

СР5 120-2000 А-

клещи

СР2000/200

Абсолютная

0,1

408523 057 2005 10.10.2005г. 10.10.2007г.

Расходомер ультразвуковой с

накладными излучателями

АКРОН-01 Dy 30-2000мм ±1,5-+2% 072 104 2001г2001 г 10.11.2005г. 10.11.2007г.

6. Состав программы энергоаудита

В данном разделе дать описание программы энергетского обследования с указанием плановобследования и характе­ристик обследуемых объектов, схем, методик и технико-экономическихпоказателей

НапримерВ рабочие планы обследования входило:

• выявление непроизводительных и нерациональных расходов ТЭР, опре­деление фактических показателейэнергоэффективности объекта, сравне­ние их с нормативными значениями (показателями, которыеопределены в соответствии с действующими государственными стандартами и норма­тивнымидокументами);• выявление и анализ причин их несоответствия нормативным значениям и определение обоснованныхпутей их устранения для снижения затрат ТЭР и энергоносителей.

В ходе обследования изучены следующие информационные, технические и тех­нико-экономическиехарактеристики:• описание технологической схемы котельной, состава основного и вспо­могательного оборудования;• проверка условий топливоснабжения, схема технического водоснабжения, режимы работы котлов;• особенности тепловой схемы котельной в части отпуска тепла внешним потребителям и на собственныенужды;• схемы питания электрической энергией для собственных нужд котельной;• основные технико-экономические показатели работы оборудования;•оценка состояния технического учета и отчетности, нормирования и ана­лиза показателейтопливоиспользования;• проверка технического уровня и соблюдения правил эксплуатации прибо­ров измерения расходов,давления и температуры;• используемые методики определения тепловых нагрузок котлов;• анализ нормативно-технической документации по топливоиспользованию;• особенности учета топлива и организация на котельной работы по кон­тролю над количеством и качествомпоступающего топлива;• анализ состояния оборудования, эффективности работы элементов техно­логической схемы;•наличие режимных карт, соблюдение процедур их обновления и соответ­ствие нормативнымхарактеристикам;• контроль режимов работы по каждому котлу;• проверка процедур проведения режимно-наладочных испытаний;• состояние расходомерных устройств и их соответствие требованиям норм и правил (топливо, пар, горячаявода и пр.);

• техническое состояние оборудования, узлов и элементов котлов; анализ характеристик, работы, загрузки в соответствии с

режимами работы кот­лов;

• анализ загрузки котлов в соответствии с режимными картами;

• определение параметров сетевой воды, выдерживания температур прямой и обратной сетевой воды в соответствии с

графиком теплосети, расчетно­го расхода сетевой воды и потерь напора;

• проверка состояния фактического и расчетного расходов сетевой воды на собственные нужды и в тепловую сеть, с целью

выявления причин несо­ответствия нагрузке;

• обследование участка химводоочистки и химводоподготовки и анализ его работы;

• проверка распределения тепловых нагрузок между агрегатами котельной;

• топливно-энергетический баланс котельной;

• разработка содержания мероприятий по реализации выявленного потен­циала энергосбережения;

• проект энергопаспорта котельной;

рекомендации по повышению эффективности использования ТЭР

2.2. Общие сведения по результатам аудита «на месте»

В соответствии с Программой обследования, для получения базовой информации, ауди­торами изучена проектная,

исполнительная и оперативная технико-экономическая до­кументация на участках и подразделениях объекта, отражающая

параметры и качество функционирования объекта.

Дать описание источников информации при обследовании объекта

Пример

Источниками информации об объекте обследования явились:

1. Проектная, паспортная и другая техническая документация на инженерные системы, ситуационные планы инженерных

коммуникаций объекта (по наличию);

2. Оперативные журналы эксплуатационных служб объекта;

3. Отчеты аудиторов о внешнем осмотре оборудования и систем в подразделениях;

4. Протоколы измерений по выборочной инструментальной проверке инженерных систем с использованием технических

средств измерений;

5. Опросные листы, заполненные специалистами службы главного энергетика;

6. Беседы с руководством ПТО и энергоцеха и с обслуживающим персоналом котельной

Изученные аудиторами документы, в сочетании с ознакомительными осмотрами и полученная в

необходимом объеме информация дают ясное представление о деятельности производственного и

руководящего персонала котельной

Дать оценку аудиторов по подготовке руководящего, инженерно-технического и др. персоналу

Пример

Аудиторы отмечают, что:

- руководящий состав котельной в основном удовлетворительно исполняет типо­вые оперативно-

плановые и распорядительные процедуры для обеспечения функциониро­вания объекта;

- планово - управленческая работа по функционированию объекта поручена квали­фицированному

персоналу, обладающему необходимыми знаниями об эксплуатации объ­екта и способному делать

заключения по итогам собственных и внешних аналитических проверок;

- производственный персонал котельной готов продолжать обеспечивать беспере­бойное и безаварийное

функционирование объекта.

Раздел 7

В описании предприятия:

даются схемы производства, расположение объектов, карта потребле­ния энергии, объемы

выпускаемой продукции.

7.1. Общая характеристика и анализ сводных показателей энергопо­требления обследуемого

объекта

В данном разделе необходимо дать информацию о наличии и спо­собах учета потребляемых и

отпускаемых ТЭР на предприятии. Отме­тить необходимость использования приборного парка

Аудитора в случае отсутствия приборного учета ТЭР на Предприятии.

Привести сводную таблицу приходно-расходного баланса в нату­ральном выражении и в ценах.

Дать анализ и наглядно показать долю затрат на энергоресурсы в натуральном исчислении и в

ценах.

Пример

На Предприятии отсутствует учет по потребляемым энергоресурсам котельной, кроме учета расхода топлива, поэтому для

последующих расчетов и анализа получен­ных данных, количественные значения потребленных ТЭР энергоаудиторы будут

при­нимать на основании выполненных расчетов и натуральных измерений приборной ба­зой Аудитора.

На начальном этапе была получена и проанализирована информация об объекте, а

именно:

- состав и наработка основного и вспомогательного оборудования;

- помесячный и годовой расход топлива (природного газа и мазута). Получен­ная информация была использована для

планирования аудита «на

месте».

На основании предоставленных данных аудитору и инструментальных замеров «на месте» были получены следующие

основные расчетные показатели потребления энергоресурсов за 2006 год котельной

Общее потребление энергоносителей в 2006 году котельной

№ Наименование ресурса Объем ресурсов Общая стои­мость,

тыс. руб.

1 ПОТРЕБЛЕНО

1.1. Природного газа, тыс. м3 12732,034 18449,81

1.2. Природного газа в топливном эквиваленте, т.у.т 14412,66

1.3. Мазут, тн 58,00 137,51

1.4. Мазут в топливном эквиваленте, т.у.т. 82,94

1.5. Электроэнергии, тыс.кВтчас 6404,09 8770,2

1.6. Электроэнергии, в топливном эквиваленте, т.у.т. 787,71

1.7. Потреблено топлива и электроэнергии в топ­ливном эквиваленте 15283,31

Всего: 27357,52

2. ПРОИЗВЕДЕНО

Тепловой энергии, Гкал 91204,146

3 ПОТРЕБЛЕНО на собственные нужды ко­тельной

Тепловой энергии, Гкал

ПОТЕРИ в тепловых сетях

Тепловой энергии, Гкал 13415,93

4 ОТПУЩЕНО ПОТРЕБИТЕЛЯМ

4.1. Тепловой энергии всего, Гкал 77788,22

4.1.1. - собственное производство, Гкал 22852,01

4.1.2. - сторонние потребители, Гкал 54936,21

5 УДЕЛЬНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

5.1. Электрическая составляющая, кВт.час/Гкал 70,22

5.2. Удельный расход топлива, кг.у.т./Гкал 168,02

6 ДОЛЯ ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ЭНЕРГОРЕСУРСЫ

6.1. Природный газ 67,44%

6.2. Мазут 0,50%

6.3. Электроэнергия 32,06%

7 СОСТАВ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ

7.1. Природный газ 94,30%

7.2. Мазут 0,54%

Расчеты удельных показателей приведены в разделах 3 и 4. Сведения из приведен­ной таблицы явились

отправной точкой для проверки и легли в основу последующих анализов, выводов и заключений

аудиторов.

Обследованный объект, котельная ОАО «ЦНИИ СМ», за 2006 год потребил энергетических ресурсов в

объѐме 15 283,31 т.у.т. в топливном эквиваленте (электро­энергия и топливо), из них топлива (природный

газ, мазут) 14 495,6 тонн условного то­плива в год.

Распределение потребления по основным энергоресурсам и платежи за их ис­пользование приведены

ниже на диаграммах рис. 2.1. - рис. 2.2.

Из первой диаграммы видно, что электрическая энергия составляла всего 5,15% от потребленных котельной

ТЭР. В тоже время в структуре платежей за все использо­ванные для производства тепла энергоресурсы в 2006 году,

оплата за электрическую энергию занимала существенно более значительную долю -32,06%.

Основной потенциал сбережения энергии на объекте лежит в области экономии топлива - 94,30% от всего

объѐма потребления энергоресурсов.

Существенный потенциал сбережения финансовых ресурсов находится в эконо­мии электроэнергии, в первую очередь,

в оптимизации потребления электроэнергии электродвигателями насосов, вентиляторов и дымососов.

Потребители тепловой энергии

В данном разделе необходимо дать описание потребителей (або­нентов) тепловой энергии. Возможен расчет

присоединенных тепловых нагрузок абонентов.

Пример.

Система централизованного теплоснабжения с момента ввода в эксплуатацию частично изменяется за счѐт

подключения к ней новых потребителей, строительства новых участков тепловых сетей или отключения ненужных

потребителей. В связи с " этим на каждый конкретный отопительный сезон следует рассчитывать или коррек­тировать

эксплуатационные режимы, учитывающие фактическое состояние системы теплоснабжения.

Энергоаудиторы выполнили оценку тепловых нагрузок на объекте исходя из данных, которые были представлены

специалистами ПТО.

Исходные данные для расчетов по тепловым нагрузкам, приняты по фактиче­ским значениям, представлены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Климатические данные на 2006 год

Местность (показатели по данным котельной)

- в январе -10.2

- в феврале -9.2

- в марте -4.3

- в апреле 4.4

- в мае 11.9

- в июне 16.0

- в июле 18.1

- в августе 16.3

- в сентябре 10.7

- в октябре 4.3

- в ноябре -1.9

- в декабре -7.3

- средняя 4.1

Принципиальная схема тепловых сетей потребителей (абонентов) котельной ОАО «ЦНИИ СМ»

представлена в приложении 4., спецификация со значениями рас­четных часовых тепловых нагрузок для

температурного графика 95/7СГС представ­лена в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Расчетные тепловые нагрузки жилых зданий присоединенных к котельной ОАО «ЦНИИ

СМ» через ЦТП-1 и ЦТП-2

№

п/п

Наименование объекта Расчетная

тепловая

нагрузка, Гкал/час

Расчетная

тепловая

нагрузка на ГВС,

Гкал/час

Расчетный расход

теплоносителя

ЦО, т/час

Расчетная

потребность тепла

за отопительный

период на ЦО,

Гкал

ЦТП-1

1 Черняховского д.2 0.212 0.2 8.48 519.25

2 Черняховского д.4 0.318 0.25 12.72 778.88

3 Черняховского д.9 0.317 0.25 12.68 776.43

4 Черняховского д. 10 0.318 0.25 12.72 778.88

5 Черняховского д. 11 0.238 0.21 9.52 582.94

6 Черняховского д. 12 0.255 0.22 10.2 624.57

7 Черняховского д. 14 0.238 0.21 9.52 582.94

8 Черняховского д.1 0.238 0.21 9.52 582.94

9 ...

Итого 8.00 6.45 320 19594.47

Расчет потребности тепла на отопление можно производить по формулам методики [

«Энергоаудит и нормирование расходов энергоресурсов». Сборник методических материалов. Под

редакцией Сергеева С.К. Нижний Новгород, 1998]

Qобщ =24 x Q0 x

где:

Q0 - расчетная часовая нагрузка на отопление, Гкал/ч;

tвн - расчетная температура внутри отапливаемого помещения, С;

tср - средняя температура наружного воздуха за период, С;

tвоз- расчетная температура наружного воздуха для отопления, С;

п0 - продолжительность отопительного периода, сут.

Результаты расчетов представлены на диаграмме рис. 3.2. и в табл. 3.3. Расчет произво­дится

по фактическим среднемесячным температурам .

Далее целесообразно привести диаграмму, таблицу или график по­требления тепла на

отопление, вентиляцию и ГВС ( в процентах) для жилого фонда и производства.

Пример

Характеристика и анализ тепловых сетей

В данном разделе необходимо привести материальные характеристики тепловых сетей

(диаметры, длины, вид теплоизоляции и назначение теплопроводов, способы и года

прокладки или перекладки), средние диаметр и длина теплотрасс, температурные и

гидравлические режимы работы тепловой сети, описание методов регулирования отпуска

тепла. Привести принципиальные схемы тепловых сетей. Привести результаты расчета

тепловых и технологических потерь в тепловых сетях.

Принципиальная схема тепловых сетей потребителей (абонентов) котельной ОАО «ЦНИИ

СМ» представлена в приложении 4, спецификация со значениями расчетных часовых тепловых

нагрузок для температурного графика 95/7СГС представлена в табл. 3.2.

Дать описание тепловых сетей, насосного и теплообменного оборудования ЦТП, систем

автоматики и регулировки расхода и давления насосного оборудования.

Пример.

Режим работы тепловой сети подразделяется на тепловой и гидравлический. Тепловой режим сети

определяет метод регулирования отпуска тепла и задает соответствующий график температур в тепловой

сети и системах теплопотребления. На основе температурных графиков определяют потребные расходы

теплоносителя в системах теплопотребления зданий и в сетях. Гидравлический режим определяет

требуемые давления в тепловых сетях и условиях по созданию расчетной циркуляции теплоносителя и

его правильному распределению по всем подключенным к системам теплопотребления.

На основе разработанного гидравлического режима задают параметры работы сетевых и подпиточных

насосов, автоматических регуляторов, рассчитывают дросселирующие и смесительные устройства,

устанавливаемые в системах теплопотребления.

Транспорт тепла от котельной осуществляется по магистральным и распре­делительным тепловым

сетям общей протяженностью 6230 м в двухтрубном исчис­лении, наибольший диаметр которых

составляет 500 мм.

В соответствии с техническим заданием обследования фактического со­стояния тепловой сети

специалистами Эксперта не проводилось.

Расчет нормируемой величины тепловых потерь тепловой энергии трубо­проводов магистральных

сетей котельной ОАО «ЦНИИ СМ» наружной прокладки и в подземных непроходных каналах выполнен

в соответствии с [13,14]. Значения по­терь в трубопроводах, проложенных в подвалах корпусов,

учитывают снижение по­терь в помещении по сравнению с наружным размещением. Результаты

приведены в таблице 3.5.

Характеристика и анализ источника теплоснабжения

Общая характеристика котельной

Привести описание котельной и установленного в ней оборудо­вания. Работа котлов и в целом

котельной при изменении тепловых на­грузок в течении отопительного и летнего периодов. Вид

основного и ре­зервного топлива. Наличие оборудования для хранения резерва топлива. Система

водоподготовки и деаэрации. Принципиальная схема котель­ной. Технические характеристики

котельного и теплообменного обору­дования (котлы, горелки, паро- и водоподогреватели),

насосное, дутьевое оборудование и вспомогательное оборудование. Режимные карты котлов.

Пример

В котельной, находящейся на балансе Предприятия установлено два паровых котла типа ПТВМ-ЗОМ,два водогрейных котла ДКВР 4/13.

В паровых котлах вырабатывается насыщенный пар, используемый для тех­нологических нуждкотельной, поддержание параметров резервного топлива (мазут).

В летний период работает котел ПТВМ-ЗОМ. В отопительный период экс­плуатируются один котелПТВМ-ЗОМ в номинальных параметрах либо два котла ПТВМ-ЗОМ в сниженных параметрах, и одинкотел ДКВР-4/13.

Котельная работает на природном газе, резервный вид топлива - мазут.Принципиальная схема котельной представлена на рис. 3.4.Теплоносителем, выработанным в паровых котлах, является пар с давлением 7-8 кгс/см2, который

подается на технологические нужды котельной (подогрев мазута, деаэрацию).Теплоносителем водогрейных котлов является вода с температурными па­раметрами 95/60 С, которая

используется для отопления зданий и сооружений пред­приятия, а также зданий поселка и для системыгорячего водоснабжения по закрытой (через тепловые пункты) схеме теплоснабжения.

Номинальная паспортная производительность котельной составляет 75 Гкал/ч, этого тепла достаточно

для покрытия существующих нагрузок на отопление, горячее водоснабжение и производственные нужды

завода.

Анализ эксплуатации оборудования котельной Предприятия

Привести данные о состоянии и работоспособности оборудования котельной. Проведенные

модернизации и установка современного оборудования и систем автоматизации и управления.

Наличие режимных карт на котлы, хим. водоподогревку.

С момента ввода в эксплуатацию котельной в 1982 году, на ней проводились мероприятия по

повышению надежности. Однако по модернизации морально и физически устаревшего

вспомогательного оборудования, смонтированного на момент ввода в эксплуатацию, не проводилось.

Основное направление действий обслуживающего персонала было направлено на поддержание в

исправном состоянии установленного оборудования, на проведение технического обслуживания,

текущего и капитального ремонтов существующего оборудования.

Для планирования потребления ТЭР и оценки эффективности их использования служат нормы

расхода тепловой и электрической энергии при генерации тепловой энергии. Выполнение установленных

норм расхода является обязательным ус­ловием при материальном стимулировании за экономию

топливно-энергетических ре­сурсов. Удельные нормы расхода топлива котельной определяются по

результатам режимно-наладочных испытаний котлов, очередность проведения которых установ­лена

руководящими документами.

Инструментальное обследование котельной

Приводится данные по инструментальным измерениям, анализ полученных данных,

сопоставление измеренных характеристик котель­ных агрегатов и данных по имеющимся

режимным картам

Пример.

При инспекторских посещениях котельной были проведены анализы уходящих газов .. за работающими

котлами ПТВМ-ЗОМ ст. № 3, ДКВР 4/13 ст. № 2. Измерения проводи­лись с помощью газоанализатора

«КМ900». Результаты замеров показаны в табл. 3.8. и приложении 6.

Для сравнения приведем нормативные значения измеренных параметров (таб. 3.7). В приложении 6

представлены данные, полученные при различных нагрузках котла (по давлению газа), для удобства анализа в

таб. 3.9, рис. 3.5 и 3.6 представлены усреднен­ные значения.

Экспресс-анализ полученных данных говорит о том, что:

1. Завышен коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

2. Высокое содержание оксида углерода СО в уходящих газах - химический недожег и перерасход топлива;

3. Высокий коэффициент избытка воздуха и повышение кислорода за экономайзе­ром - наличие больших

присосов в газовом тракте;

В табл. 3.6 приведены сведения о котлоагрегатах котельной, а также данные, полученные в езультате

проведенного энергоаудита, и данные, предоставленные специалистами Предприятия.

Таблица 3.7

Результаты измерений параметров уходящих газов котельной

№

п/п

Измеряемый или вычисляемый параметр Единица

измерения

Нормативное значение для котла

ПТВМ-ЗОМ ДКВР 4/13

1. Вид топлива Газ/мазут Газ/мазут

2. Кислород Ог % 6,2 4,3/6,6

3. Монооксид углерода СО мг/м3 10,117 0

4. Условный КПД котла г/ % 86,91 89,38

5. Диоксид углерода СОг % 10 9,4/8,1

6. Температура газов °С 210 158/161

7. Коэффициент избытка воздуха а 1,38 1,41

8. Оксид азота N0 мг/м3 - -9. Сумма оксидов азота N0X мг/м3 330,43 -

Характеристика и анализ системы топливоснабжения котельнойПривести схемы и описание систем топливоснабжения. Систему ре­зервного топливоснабжения. Договора

и схему поставки основного и резерв­ного топлива. Теплотворная способность основного и резервного топливаПример

Водогрейные котлы ДКВР 4/13 оснащены горелочными устройствами типа ГМГ-2М, которыепредназначены для сжигания газа и мазута. Паровые котлы ПТВМ-ЗОМ осна­щены горелочными устройствамитипа ГМГ-Р, которые предназначены для сжигания газа и мазута.

Топливоснабжение котельной осуществляется природным газом, поставляемым ООО «Мосрегионгаз» наосновании заключенного договора. Средняя за 2006 год теплота сгорания природного газа, используемого вкотельной, принята 8019,01 ккал/(нм3).

Также на котельной имеется резервное топливо - мазут М-100 с теплотой сгорания 9400 ккал/(кг),использование которого производится при ограничении поставок природно­го газа.

Мазутное хозяйство котельной состоит из сливной ѐмкости для приема мазута дос­тавляемогоавтоцистернами, отдельно стоящей мазутной насосной станции, металличе­ских резервуаров хранения мазута исистемы трубопроводов.

№

п/п

Показатель Обознач

ение

Единица

измерения

Показатели

1. Место отбора проб ПТВМ-ЗОМ (за дымососом) Давление га­за 450 кгс/см2

2. № теста 1 2 3 4 5

3. Дата замера 27.04.2007

4. Время замера 12.03.00 12.03.04 03.03.10 02.03.14 02.03.18

5. Кислород О2 % 5,9 5,9 5,9 5,8 5,9

6. Монооксид углерода СО мг/м3 0 0 0 0 0

7. КПД (нетто) п. 96,1 96,1 96,1 96,1 96,1

8. Диоксид углерода С02 % 8,5 8,5 8,5 8,6 8,5

9. Температура по зонду tr °С 107 107 107 107 107

10. Соотношение СО/С02 СО/С02 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

Оценка потребления топлива

В разделе должна содержаться информация о:

1. Потреблении различного вида энергоресурсов и динамике цен;

2. Карта энергопотребления за предшествующий и текущий годы;

3. Суточные и сезонные характеристики потребления ТЭР;

4. Удельные энергозатраты по системам распределения ТЭР и , видам выпускаемой

продукции

Расход и стоимостные показатели потребленного топлива за 2006год

Расход и стоимостные показатели потребленного топлива за 2007год

№

п/п

Месяц Среднемесячная

температура наружного

воздуха, 0 С

Расход топлива Цена топлива,

руб.

Стоимость топлива, тыс.

руб.

природный

газ, тыс.м3

мазут, т т.у.т природны

й газ

мазут природный

газ

мазут Общая

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1 Январь -10.2 2064.817 1034.7 1905.76 0 1905.76

2 Февраль -9.2 1948.493 1033.31 1795.64 0 1795.64

3 Март -4.3 1928.103 1033.43 1899.96 0 1899.96

4 Апрель 4.4 875.86 0.3 1034.12 2370.86 1053.54 711.26 1764.8

5 Май 11.9 408.103 1036.2 500.11 0 500.11

6 Июнь 16.0 0 111.73 122.83 0 122.83

7 Июль 18.1 178.348 1037.47 287.93 0 287.93

8 Август 16.3 444.114 1038.28 534.32 0 534.32

9 Сентябрь 10.7 497.264 1036.54 582.7 0 582.7

10 Октябрь 4.3 1123.378 1035.27 1164.64 0 1164.64

11 Ноябрь -1.9 1472.24 1036.54 1499.74 0 1499.74

12 Декабрь -7.3 1962.83 0.368 1037.01 2370.86 1906.79 872.48 2779.27

Итого 12903.55 0.668 13253.96 1583.74 14837.7

№

п/п

Месяц Среднемесячная

температура наружного

воздуха, 0 С

Расход топлива Цена топлива,

руб.

Стоимость топлива, тыс.

руб.

природный

газ, тыс.м3

мазут,

т

т.у.т природный

газ

мазут природны

й газ

мазут Общая

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

На основании анализа помесячного сравнения необходимого количества тепла и отпущенной

тепловой энергии делается вывод о покрытии необходимых нагрузок котельной (перетоп или недотоп)

Баланс теплогенерирования и теплопотребления

По полученным данным составляем баланс теплогенерирования и теплопотребления.

Все полученные данные можно представить также в виде таблицы

Оценка эффективности работы котельной

Исходные данные:

Годовая выработка котельной Qвыр , Гкал

Годовое потребление топлива G, кг у.т.

Удельный среднегодовой расход условного топлива на выработанное тепло

bвыр = G/Qвыр , кг у.т./Гкал

Если имеются данные по потреблению тепла абонентами, то можно привести данные по

производительности (нагрузке) котельной среднегодовой, в отопительный и летний периоды.

По данному разделу делаются выводы по фактическим удельным расходам топлива. О резервах

энергосбережения.

Система электроснабжения котельной

Общая характеристика системы электроснабжения котельной

Приводится описание технологической схемы электроснабжения. Ис­точники

электроснабжения и оборудование. Наличие независимых фи­деров и систем АВР. Комплектные

трансформаторные подстанции (КТП) и их принципиальные схемы. Схемы электроснабжения

котель­ной. Основные потребители электроэнергии. Установленная мощность потребителей

электроэнергии. Средняя потребляемая мощность. Нали­чие компенсирующих конденсаторных

установок. Наличие коммерче­ского учета электрической энергии. Потребление электроэнергии и

та­рифы. Наличие субабонентов по электроэнергии. Наличие автономных источников

электроснабжения.

Пример

Источником электропитания котельной является распределительное устройство РУ 6 кВ подстан­ции П/С 197 «ОАОМосэнерго». Напряжение 6 кВ поступает в РУ 6 кВ «Котельная» по двум фидерам: ф.26и ф.28. В здании котельнойустановлена комплектная подстанция 6/0,4 кВ(«1ТП») с двумя трансформаторами ТМ-630/10. Схема электроснабжения котельной приведена нарис.4.3

Часть объектов, которые находятся в ведении котельной: водонасосная станция, скважины забора воды, ЦТП-1 и ЦТП-2, запитаны от вводов 10 кВ (РУ 10 кВ ЦРП-1). В приложении 1 представлен перечень электрооборудования данныйобъектов.

Основными потребителями электроэнергии котельной являются электродвигатели тех­нологических насосов,вентиляторов, дымососов и система электроосвещения, система элек­тропитания потребителей - TN-C. Электроприводычетырех сетевых насосов имеют высоко­вольтные двигатели (320 кВт, 6 кВ).

Установленная (проектная) мощность потребления электроэнергии котельной 2700,0 кВт, средняя потребляемаямощность в отопительный период, не более -1100,0 кВт. Компенсирующие конден­саторные установки, суммарноймощностью 1800 кВАр, установленные в РУ 6кВ «Котельная», отключены и последние 10 лет не используются.

Электросчетчики коммерческого учета находятся на П/С 197. По сложившейся практике, на котельную относят толькоэлектроэнергию, учтенную по вводам 6 кВ. Потребление электро­энергии котельной, согласно предоставленнымаудиторам данным, в 2006 году составило 6404,09 тысяч кВт. час. Оплата за потребленную электроэнергиюрассчитывается по односта-вочному тарифу (раздел 4.6).

От подстанции «1ТП» котельной осуществляется электропитание субабонентов: ООО «Радонеж»,

ООО «Металлокомпозит» и ООО «Кронос». Учет потребляемой данными субабонентами электроэнергии

производятся своими отдельными электросчетчиками, объем потребляемой ими электроэнергии

составляет не более 0,015 %.

Возможно привести фото распред. устройства и шкафов.

Анализ потребления активной электроэнергии котельной

Приводятся данные, предоставленные энергетическими службами предприятия . Суммарное и (или)

раздельное потребление электроэнер­гии котельной , ЦТП, субабонентов по месяцам за три последних

года. Наглядно и таблично показать динамику изменения потребления элек­троэнергии по годам.

6757651,0 8411,9 6635714,0 8260,1 6404888,0 8770,2

2004 г 2005 г 2006 г

W, кВт.ч Тариф,

руб/кВт.ч

Стоимость,

тыс. руб

W, кВт.ч Тариф,

руб/кВт.ч

Стоимость,

тыс. руб

W, кВт.ч Тариф,

руб/кВт.ч

Стоимость,

тыс. руб

767 764,0 1,2448 955,7 771 794,0 1,2448 960,7 778 610,0 1,3693 1 066,2

732 008,0 1,2448 911,2 709 681,0 1,2448 883,4 716 048,0 1,3693 980,5

784 352,0 1,2448 976,4 773 094,0 1,2448 962,3 784 833,0 1,3693 1 074,7

661 868,0 1,2448 823,9 647 482,0 1,2448 806,0 693 638,0 1,3693 949,8

480 428,0 1,2448 598,0 440 407,0 1,2448 548,2 486 275,0 1,3693 665,9

118 252,0 1,2448 147,2 92 999,0 1,2448 115,8 126 059,0 1,3693 172,6

240 919,0 1,2448 299,9 245 192,0 1,2448 305,2 178 953,0 1,3693 245,0

406 188,0 1,2448 505,6 398 061,0 1,2448 495,5 324 525,0 1,3693 444,4

414661,0 1,2448 516,2 424 040,0 1,2448 527,8 289 283,0 1,3693 396,1

657 650,0 1,2448 818,6 581 318,0 1,2448 723,6 584 630,0 1,3693 800,5

713 504,0 1,2448 888,2 774 099,0 1,2448 963,6 739 802,0 1,3693 1 013,0

780 057,0 1,2448 971,0 777 547,0 1,2448 967,9 702 232,0 1,3693 961,6

Потребление электроэнергии котельной находится примерно на одном уровне, в 2006 году отмечается

снижение потребления электроэнергии на 3,5 % по сравнению с 2005 годом

Аудиторами отмечается относительно большая величина потребления электроэнергии в июне месяце,

когда основное оборудование котельной не работает. Из диаграммы Рис. 4.5. видно, что в июне 2006 года

среднечасовая потребляемая активная мощность составляет почти 180 кВт., что значительно больше, чем

мощность системы освещения и вспомогательного оборудования ко­тельной, которое продолжает

работать в этот период. Аудиторы полагают, что энергосбытовая организация ОАО «Мосэнерго» дает

недостоверные сведения о потреблении электроэнергии ко­тельной по сети 6 кВ.

Анализ эффективности использования электроэнергии на выработку тепла

Выполняется расчет месячных и среднегодовых значений удельных затрат электроэнергии на

выработку тепла. Сравнение с нормативными характеристиками. Оценка возможностей

уменьшения потребления электроэнергии.

Одним из важных показателей эффективности использования электроэнергии на выработку теп­ловой

энергии котельной, является величина электрической составляющей: 8, кВт.ч/Гкал.

Очевидно, что удельные затраты электроэнергии на выработку тепла, в отопительный период, данной котельнойпочти в два раза превышают нормативное значение, среднегодо­вая величина б составляет 70,22 кВт.час/Гкал.Необходимо отметить, что на предприятии проводится работа по внедрению энергосберегающих мероприятий, вчастности, в 2006 го­ду были установлены ЧРП на приводах вентиляторах и дымососах водогрейного котла № 4. Внастоящее время производится наладка ЧРП в комплексе с системой автоматики. Летний сетевой насос №46Л,установленный для экономии электроэнергии в летний период будет запушен в 2007 году.

Оценки аудиторов показывают, что энергосберегающие мероприятия по внедрению ЧРП, запуск в работу «летнего»насоса, а также переход на учет электроэнергии на расчет­ные счетчики, установленные на вводах 6 кВ подстанциикотельной, могут снизить показа­тель 6 примерно на 20% .

Одним из резервов снижения удельного расхода электроэнергии на выработку 1 Гкал тепловой энергии являетсяоптимизация работы водогрейных котлов и системы транспор­тировки горячей воды. Однако, как показывают оценкиаудиторов, при существующей схе­ме теплоснабжения, даже при работе котлов при максимальной нагрузке 58 Гкал/часи гра­фике отпуска отопительной воды 130/70 С, удельный расход электроэнергии составит ори­ентировочно не менее38 кВт.ч/Гкал.

Характеристика потребителей электрической энергии на котельной

Приводятся технические характеристики тяго-дутьевого, насосно­го и вспомогательного

электропотребляющего оборудования. Расчетные и инструментальные данные о времени наработки

оборудования. Обобщенные данные по потреблению электроэнергии в год.

В таблице 4.2. представлены технические данные и расчетные величины потребления электроэнергии насосным итягодутьевым оборудованием котельной за 2004 год. Данные по потреблению электроэнергии каждой единицейоборудования были рассчитаны по форму­ле:

Wn = NHTpK3, кВт.ч

где : NH - номинальная мощность электродвигателя, кВт

Тр - время наработки оборудования, ч

К3 = N/NH - коэффициент загрузки

По данным предоставленным персоналом котельной средний коэффициент загрузки насосного и тягодутьевогооборудования составляет в среднем 0,7.

Проведенные инструментальные замеры позволили скорректировать показатели Кз для некоторых из работавших напериод обследования насосов (раздел 4.6). Для определения Тр, воспользуемся примерным графиком работыосновного оборудования ко­тельной предоставленной персоналом котельной (таблица 4.2, диаграмма Рис.4.7)

№ Наименование и тип оборудо­вания

Ян

вар

ь

Фев

рал

ь

Мар

т

Ап

рел

ь

Май

Ию

нь

Ию

ль

Ав

густ

Сен

тя

бр

ь

Ок

тя

бр

ь

Ноя

бр

ь

Дек

абр

ь

Вр

емя

работы

, ч

ас

Насосное оборудование и

вентиляционное оборудование

744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 8 760

1 Дымосос №1, ДН-15 744, 672 7-I4 720 44 44 44 720 44 720 44 8040

2 Дымосос №2, ДН-15 240 240

3 Вентилятор №1, ВД-11,2 744 672 744 720 44 44 44 720 44 720 44 8040

4 Вентилятор №2, ВД-11.2 240 240

5 Дымосос №1, ДН-9 74,-1 672 744 720 88 720 44 4632

6 Вентилятор №1,ВДН-10 744 672 744 720 88 720 44 4632

7 Сетевой насос СЭ 800-100, №47 744 672 744 576 720 744 720 7296

8 Сетевой насос СЭ 800-100, №46 4 672 44 720 744 32 720 44 5520

9 Подпиточный насос №27, ЗК-45/30 744 672 744 576 44 144 44 720 44 720 44 7296

10 Подпиточный насос №29, ЗК-45/30 744 672 744 576 44 144 44 720 44 720 44 7296

Рис. 4.7. Примерный график загрузки основного оборудования котельной в 2006 году

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3.

Расчетная величина потребляемой энергии основным оборудованием котельной в 2006 году составляет

5170,3 тыс. к.Вт.ч.

Наименован

ие и тип

оборудовани

я

Кол

ич

еств

о

Паспортные данные

Кз

Потр

ебл

яем

ая

мощ

ност

ь Тр,

час

Поеоаотреб

ление

электроэне

ргии за год,

тыс. кВт,

час

Пр

ои

зво

ди

тельн

ост

ь

, м

3/ч

ас

Нап

ор

, (м

м в

од

. С

т) Характеристики электродвигателя оборудования

Мар

ка

Но

ми

нал

ьн

ая

мо

щн

ост

ь, кВ

т

Ско

ро

сть

вр

ащен

ия,

об

/ми

н

Нап

ряж

ени

е

пи

тан

ия,

кВ

т

Сум

мар

ная

но

ми

нал

ьн

ая,

кВ

тм

ощ

но

сть,

кВ

т

КП

Д п

о

пас

по

рту

, %

Со

sф

Дымосос №1,

ДН-15

1 50 000.0 (226,0) 75,0 980 0,38 75,0 92,0% 0,85 0,52 36,03 8040 289,70

Дымосос №2,

ДН-15

1 50 000.0 (226,0) 75.0 980 0.38 75.0 92,0% 0.85 0,75 51,97 240 12,47

Дымосос №3,

ДН-15

1 50 000.0 (226,0) 75.0 980 0.38 75.0 92,0% 0.85 0,76 52,66 0 0,00

Дымосос №4,

ДН-15

1 50 000.0 (226,0) 75.0 980 0.38 75.0 92,0% 0.85 0,76 52,66 0 0,00

Дымосос №5,

ДН-9

1 9750,0 (79,0) 10,0 970 0,38 10,0 93,0% 0,90 0,76 7,35 4632 34,07

Дымосос №6,

ДН-9

1 9750,0 (79,0) 10,0 970 0,38 10,0 93,0% 0,90 0,76 7,35 0 0,00

Вентилятор №1,

ВДН-15

1 18400,0 (124,0) 55,0 1490 0,38 55,0 92,0% 0,85 0,76 38,62 8040 310,50

Вентилятор №2,

ВДН-15

1 18400,0 (124,0) 55,0 1490 0,38 55,0 92,0% 0,85 0,76 38,62 240 9,27

Вентилятор №3,

ВДН-15

1 18400,0 (124,0) 55,0 1490 0,38 55,0 92,0% 0,85 0,76 0

Вентилятор №4,

ВДН-15

1 18400,0 (124,0) 55,0 1490 0,38 55,0 92,0% 0,85 0,61 0

Вентилятор №5,

ВДН-10

1 9750 (124,0) 7,5 970 0,38 7,5 93,0% 0,91 0,64 4,70 4632 21,76

Вентилятор №6,

ВДН-10

1 9750 (124,0) 7,5 970 0,38 7,5 93,0% 0,91 ,064 0

Сетевой насос

СЭ 800-100,

№44

1 800,0 (100,0) А-114-

4М

320,0 1480 6,0 320,0 94,5% 0,89 0,00 0

Сетевой насос

СЭ 800-100,

№45

1 800,0 (100,0) А-114-

4М

320,0 1480 6,0 320,0 94,5% 0,89 0,00 0

Вспомогательное оборудование котельной

К вспомогательному оборудованию котельной можно отнести электрифицированные задвижки, раз­личные устройства

автоматики и исполнительные механизмы, сварочное и станочное оборудование, а также электробытовые приборы, (табл. 4.4).

Суммарное потребление активной электроэнергии дан­ной категорией оборудования составляет 85,55 тыс. кВт ч в год или около

1,3 % от общего потребле­ния котельной

Вспомогательное оборудование котельной

Наименование и тип оборудования Количество Номинальная

мощность, кВт

Суммарная номинальная

мощность, кВт

Тр, час Потребление эл. энергии

за год, тыс. кВт час

Сварочное оборудова­ние:

Сварочный аппараты 3 16,0 48,00 420 6.72

Станочное оборудова­ние:

- Ветикальмо-саерлильный станок 1 4,0 4,0 495 1,98

- Настольный сверлильный станок 1 0.55 0,55 330 0,18

- Токарный станок 1 7,5 7,5 660 4.95

- Фрезерный станок 1 5,0 5,0 330 1,65

- Точильно-шлифовальный 1 7.5 7,5 330 2,48

- Тохарно-центр. станок 1 17,0. 17,0 495 8,42

- Трубогибочный станок 1 11,00 11,00 330 3.63

Компрессорное оборудо­вание

Компрессор 1 10,0 10.0 330 3,30

Подъемное оборудова­ние

Кран-балка 1 10,0 10,0 330 3 30

ЭпетрозадвижкиСУ

Электозадвижки 4 кВт 5 4,0 20,0 330 6,60

Электозадвижки 8 5 кВт 4 8,5 34,0 330 11,22

Электозадвижки 1,7 кВт 3 1,7 5,1 330 1,68

Электозадвижки 1.5 кВт 6 1,5 9.0 330 2,97

Электозадвижка 0,4 кВт 1 0,4 0,4 330 0,13

Вентиляционное обору­дование

Вентилятор приточный 1 10,0 10,0 984 9,84

Вентилятор вытяжной 1 3,0 3.0 1 155 3,47

Тепловая пушка 1 20,0 20,0 320 6,40

Бытовые электропри­боры:

Холодильник 1 0,1 0,1 2 800 0.28

Дистиллятор 1 2,0 2,0 1 200 2.40

Электроплита 1 6,0 6,0 660 3,96 1

Система освещения котельной

Представленные аудиторам данные по осветительным приборам, отражены в таблице 4.5. Внешний

осмотр светильников показал, что в рабочем состоянии находятся около 85%, освещенность

большинства рабочих помещений котельной санитарным нормам соответствует.

Таблица45

Параметры системы освещения котельной

Наименование и тип

обо­рудованияК

ол

ич

еств

о

Ном

ин

ал

ьн

ая

мощ

­ност

ь,

кВ

т

Су

мм

ар

ная

ном

ин

ал

ьн

ая

мощ

ност

ь,

кВ

т

Кз

Потр

ебл

яем

ая

мощ

ност

ь

Тр. час

Потр

ебл

ени

е

элек

тр

оэн

ерги

и

за г

од

, ты

ск

Вт

час

Ком

мен

тар

ий

Светильники с ЛН, 100 Вт 50 0,10 5,00 1,0 5,00 4 150 20.75

Светильники о ЛН, 500 Вт 20 0.50 10.00 1,0 10,00 4150 41.50

Светильники с ЛБ, 2x20 Вт 25 0.04 1,00 1.2 1,20 4150 4,98

Светильники с ЛБ, 2x40 Вт 102 0,08 8,16 1.2 9,79 4150 40,64

Уличное освещение

Прожектор с ДРЛ-1000 2 1,00 2,00 1,2 2.40 3 600 8,64

Светильники с ДРЛ-400 10 0,40 4,00 1,2 4,80 3 600 17,28

Прожектор с ДРЛ -700 5 0,70 3,50 1,2 4,20 3600 15,120

Итого 214 33,66 37,39 148,91

Установленная мощность электрооборудования котельной

В таблице 4.12 и диаграмме рис.4.9. представлены обобщенные данные по величине мощности

элек­трооборудования исполь­зуемого в котельной

Таблица 4.12

Вид оборудования Установленная мощность

кВт %

Вентиляционное оборудова­ние (тягодутьевое

оборудова­ние, приточно-вытяжная вен­тиляция)

583,00 22,4%

Электрозадвижки 68,50 2,6%

Сварочное оборудование 48,00 1,8%

Станочное оборудование 48,50 1,9%

Подъемное оборудование 10,00 0,4%

Освещение 33,66 1,3%

Бытовые электроприборы 8,10 0,3%

Баланс поступления - распределения электрической энергии

Полученные от Заказчика данные и результаты собственного анализа, выполненного Ауди­тором,

позволяют составить баланс поступления-распределения электроэнергии по котельной. Результаты

анализа и баланс представлены в таблице 4.13 и на диаграмме рис. 4.12.

Расчетное значение потребленной электроэнергии за 2006 год составляет 5576,8 тыс. кВт час. Насос­ное

и тягодутьевое оборудование котельной потребляет 92,71% всей электроэнергии.

В расчетах принято, что суммарные потери в кабельных линиях 0,4 кВ и трансформаторах под­станции 1

ТП котельной не превышают 3,5 % , т.е. 195 тыс. кВт ч. в год [1]. Невязка баланса состав­ляет 14,8%, что

очевидно объясняется завышенными данными по потреблению электроэнергии (раз­дел 4.2).

Вид оборудования тыс.кВт.ч (расчетное) тыс.кВт.ч (фактич.) %

Вентиляционное оборудова­ние (тягодутьевов

оборудова­ние, приточно-вытяжная вен­тиляция)

677.77 778,32 12,15

Насосное оборудование 4 492,66 5 159,02 80,56

Элктрозадвижки 22,61 25,96 0,41

Сварочное оборудование 6,72 7,72 0,12

Станочное оборудование 23,28 26,73 0,42

Подъемное оборудование 3.30 3,79 0,06

Освещение 148,91 171,00 2,67

Бытовые электроприборы 6,64 7,63 0,12

Потери а электросети 196,00 223,93 3,50

Итого: 5576,79 6404,09 100,00

Небаланс -827,30 -14,83%

Рис. 4.12. Баланс поступления - распределения активной электроэнергии за 2006

Общая характеристика и анализ водоподготовки котельной

Источником вододоснабжения котельной является артезианская вода из собственного водозабора (ЕЖ).

Приборный учет потребленной воды котельной отсутствует. Для поддержания требуемого давления

исходной воды на котельной установлены насосы сырой воды

Основные направления водопольэования: вода для питания котлов, подпитка теплосети (компенсация

потерь), вода для нужд системы химводоподготовки (взрыхление фильтров, отмывка, регенерация),

бытовые нужды

Водоотведение сточных вод котельной осуществляется по различным направлениям: технических - в

ливневую канализацию, хозяйственно-бытовых - в общегородскую канализационную систему.

Водоподготовка котельной

Водоподготовка в котельной осуществляется на отдельном участке и предназначена доя питания

па­ровых котлов и подпитки системы отопления и ГВС.

Состав системы химводоподготовки котельной:

• четыре Na - катионитовых фильтра первой ступени;

• дваNа - катионитовых фильтра второй ступени;

• вакуумный деаэратор ДСВ-50,

• два водоподогревателя сырой воды,

• два водоподогревателя химочищенной воды,

Водоподготовка осуществляется по схеме Nа -катионирования при периодической регенерации

катионитовых фильтров. Nа -катионирование осуществляется по двухступенчатой схеме.

Исходная вода поступает на один из фильтров I ступени и, пройдя через фильтр, частично

подается в фильтр II ступени для питания паровых котлов и частично на подпитку тепловой сети.

Умягченная вода II ступени, пройдя через деаэратор, распределяется на питание котлов.

Удаление агрессивных газов (кислорода и свободной углекислоты) из воды осущест­вляется в

вакуумном деаэраторе ДСВ-50 и пройдя процесс термического подогрева нака­пливается в баке-

аккумуляторе.

Рис. 5.3. Насосное оборудование

Выводы по разделу

Система водопользования (водопотребления и водоотведения) на котельной в це­лом способна

отвечать действующим нормам и правилам, исполнение требований кото­рых должно обеспечивать

эффективное, бесперебойное и безаварийное использование водных ресурсов и эксплуатацию

оборудования систем теплоснабжения. Отсутствует приборный учет воды поступающей на котельную.

При монтаже приборов необходимо организовать раздельный учет водных потоков (на нужды котельной

и подпитку тепло­сети). Важно отметить, что поддержание системы водоснабжения котельной,

исправно­сти аппаратуры регулирования и инженерных коммуникаций согласно нормативных

тре­бований, сами по себе являются эффективным инструментом водосбережения.

Длительное время работы по наладке и профилактике водоподготовительной уста­новки не

проводились.

Водоподготовка котловой воды для котельной с помощью установленного обору­дования позволяет

снижать жесткость, щелочность и содержание растворенных газов в воде до нормативной величины.

Отсутствие закрытого контура хранения умягченной и дегазированной воды на котельной, по оценке

специалистов, может способствовать среднегодовому износу котлов и тепловых сетей в пределах 50 +

60%.

Оценка системы учета потребления ресурсов и тепловой энергии

Дать описание приборов коммерческого учета ТЭР по топливу, теплу, воде. Наличие поверки

приборов учета.

Приборы учета топлива (природного газа и мазута), электроэнергии и воды на котельной ОАО

«ЦНИИ СМ» присутствуют в не полном объеме. В наличии приборы по учету природного газа, марки

<<Schumbeigerihd>> (T2/FLUXI-G2500/1.6) и тахометрический водомер на забор артезианской воды.

Коммерческий учет топливно-энергетических ресурсов ведѐтся только по природному газу.

Распределение тепловой энергии по потребителям определяется персоналом предприятия расчетным

путем - пропорционально проектным значениям присоединенных тепловых нагрузок. Но и полученные

данным способом значения тоже нельзя признать корректными, поскольку достоверные данные по

присоединенньм тепловым нагрузкам отсутствуют. При этих условиях не исключена подача избыточного

объема тепловой энергии одним потреби­елям, близлежащим к котельной, и недопоставка ее другим

потребителям, удаленным от котельной.

С учетом этого, считаем необходимым рекомендовать установку современных приборов учета с

целью не столько получения экономии от разницы фактических и расчетных величин, сколько для

налаживания приборного учета, без которого эффективность мероприятий, направленных на сбережение

ТЭР, может быть оценена только с точки зрения улучшения внутреннего температурного режима зданий

и сооружений. Руководству ОАО «ЦНИИ СМ» необходимо провести серьезную работу по обеспечению

процесса производства и распределения тепла котельной современными приборными средствами учета,

вплоть до создания автоматизированной системы диспетчеризации и управления энергетическими

ресурсами (АСДУ). В пользу создания такой системы говорит тот факт, что внедрение АСДУ на других

предприятиях обычно приводило к снижению неэффективных затрат энергоресурсов в масштабах не

менее 20%. Разумеется, это должна был. среднесрочная программа, разворачиваемая после полного

знергоаудита объекта и устранения выявленных настоящим и последуюшими аудитами недостатков.