1. Отчет по результатам энергетического обследованияСтруктура, объем и порядок представления результатов обследования. 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 энергоаудита 7. 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.

2. Во введении: обосновывается необходимость проведения энергоаудита предпри­ятия, указываются источник финансирования и участники выполнения рабо­ты, ответственные исполнители и участники со стороны заказчика, сроки вы­полнения договора. В аннотации: кратко описываются содержание, методика проведения, применяемые приборы и результаты работы, приводится список непосредственных испол­нителей (ответственных исполнителей), а также перечень предлагаемых рекомендации и их эффективность, оформляемый в виде таблицы. В разделе «Методическое и инструментальное обеспечение энергоаудита» Приводится перечень использованных нормативных и нормативно-технических документов и методик, допущенных органами Гос(Рос)энергонадзора для использования при энергетическом обследовании предприятий. Пример 1. Методическое и инструментальное обеспече­ние энергоаудита В настоящей работе Аудитором использованы нормативные, нормативно-технические документы и методики, допущенные органами Ростехнадзора (Госэнер-гонадзора) для повсеместного использования при инспектировании (обследовании, проверке) объектов. В составе исходной нормативно-методической базы 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 России 25.03.98.) • Рекомендации по проведению энергетических обследований (энергоау­дита),(утверждены приказом Минпромэнерго РФ 04.07. 2006)

3. 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 отчёта, а также на отдельные позиции, имеющие ключевое значение для решения конкретных практических вопросов, ссылки приводятся непосредственно в тексте отчёта. 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

4. 6. Состав программы энергоаудита В данном разделе дать описание программы энергетского обследования с указанием планов обследования и характе­ристик обследуемых объектов, схем, методик и технико-экономических показателей Например В рабочие планы обследования входило: • выявление непроизводительных и нерациональных расходов ТЭР, опре­деление фактических показателей энергоэффективности объекта, сравне­ние их с нормативными значениями (показателями, которые определены в соответствии с действующими государственными стандартами и норма­тивными документами); • выявление и анализ причин их несоответствия нормативным значениям и определение обоснованных путей их устранения для снижения затрат ТЭР и энергоносителей. В ходе обследования изучены следующие информационные, технические и тех­нико-экономические характеристики: • 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 собственные нужды; • схемы питания электрической энергией для собственных нужд котельной; • основные технико-экономические показатели работы оборудования; •оценка состояния технического учета и отчетности, нормирования и ана­лиза показателей топливоиспользования; • 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 качеством поступающего топлива; • анализ состояния оборудования, эффективности работы элементов техно­логической схемы; •наличие режимных карт, соблюдение процедур их обновления и соответ­ствие нормативным характеристикам; • контроль режимов работы по каждому котлу; • проверка процедур проведения режимно-наладочных испытаний; • состояние расходомерных устройств и их соответствие требованиям норм и правил (топливо, пар, горячая вода и пр.);

5. • 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 химводоподготовкии 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 энергоцехаи с обслуживающим персоналом котельной

6. 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

7. 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

9. 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 объёме 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 объёма потребления энергоресурсов.

10. 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 счёт 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

11. 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

12. 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.

13. 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.

14. 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.

15. 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.

16. 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 нужд котельной, поддержание параметров резервного топлива (мазут). В летний период работает котел ПТВМ-ЗОМ. В отопительный период экс­плуатируются один котел ПТВМ-ЗОМ в номинальных параметрах либо два котла ПТВМ-ЗОМ в сниженных параметрах, и один котел 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 системы горячего водоснабжения по закрытой (через тепловые пункты) схеме теплоснабжения.

17. Номинальная паспортная производительность котельной составляет 75 Гкал/ч, этого тепла достаточно для покрытия существующих нагрузок на отопление, горячее водоснабжение и производственные нужды завода.

18. 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

19. 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

20. Характеристика и анализ системы топливоснабжения котельной Привести схемы и описание систем топливоснабжения. Систему ре­зервного топливоснабжения. Договора и схему поставки основного и резерв­ного топлива. Теплотворная способность основного и резервного топлива Пример Водогрейные котлы ДКВР 4/13 оснащены горелочными устройствами типа ГМГ-2М, которые предназначены для сжигания газа и мазута. Паровые котлы ПТВМ-ЗОМ осна­щены горелочными устройствами типа ГМГ-Р, которые предназначены для сжигания газа и мазута. Топливоснабжение котельной осуществляется природным газом, поставляемым ООО «Мосрегионгаз» на основании заключенного договора. Средняя за 2006 год теплота сгорания природного газа, используемого в котельной, 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 ёмкости для приема мазута дос­тавляемого автоцистернами, отдельно стоящей мазутной насосной станции, металличе­ских резервуаров хранения мазута и системы трубопроводов.

21. Оценка потребления топлива В разделе должна содержаться информация о: Потреблении различного вида энергоресурсов и динамике цен; Карта энергопотребления за предшествующий и текущий годы; Суточные и сезонные характеристики потребления ТЭР; Удельные энергозатраты по системам распределения ТЭР и , видам выпускаемой продукции

22. Расход и стоимостные показатели потребленного топлива за 2006год Расход и стоимостные показатели потребленного топлива за 2007год

26. 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.

27. 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.

28. 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 «ОАО Мосэнерго». Напряжение 6 кВ поступает в РУ 6 кВ «Котельная» по двум фидерам: ф.26и ф.28. В здании котельной установлена комплектная подстанция 6/0,4 кВ («1ТП») с двумя трансформаторами ТМ-630/10. Схема электроснабжения котельной приведена на рис.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 данный объектов. Основными потребителями электроэнергии котельной являются электродвигатели тех­нологических насосов, вентиляторов, дымососов и система электроосвещения, система элек­тропитания потребителей - TN-C. Электроприводы четырех сетевых насосов имеют высоко­вольтные двигатели (320 кВт, 6 кВ). Установленная (проектная) мощность потребления электроэнергии котельной 2700,0 кВт, средняя потребляемая мощность в отопительный период, не более -1100,0 кВт. Компенсирующие конден­саторные установки, суммарной мощностью 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 только электроэнергию, учтенную по вводам 6 кВ. Потребление электро­энергии котельной, согласно предоставленным аудиторам данным, в 2006 году составило 6404,09 тысяч кВт. час. Оплата за потребленную электроэнергию рассчитывается по односта-вочному тарифу (раздел 4.6).

29. 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.

30. 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

31. Потребление электроэнергии котельной находится примерно на одном уровне, в 2006 году отмечается снижение потребления электроэнергии на 3,5 % по сравнению с 2005 годом

32. 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.

33. Очевидно, что удельные затраты электроэнергии на выработку тепла, в отопительный период, данной котельной почти 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, в частности, в 2006 го­ду были установлены ЧРП на приводах вентиляторах и дымососах водогрейного котла № 4. В настоящее 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 подстанции котельной, могут снизить показа­тель 6 примерно на 20% . Одним из резервов снижения удельного расхода электроэнергии на выработку 1 Гкал тепловой энергии является оптимизация работы водогрейных котлов и системы транспор­тировки горячей воды. Однако, как показывают оценки аудиторов, при существующей схе­ме теплоснабжения, даже при работе котлов при максимальной нагрузке 58 Гкал/час и гра­фике отпуска отопительной воды 130/70°С, удельный расход электроэнергии составит ори­ентировочно не менее 38 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 и тягодутьевым оборудованием котельной за 2004 год. Данные по потреблению электроэнергии каждой единицей оборудования 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 тягодутьевого оборудования составляет в среднем 0,7. Проведенные инструментальные замеры позволили скорректировать показатели Кздля некоторых из работавших на период обследования насосов (раздел 4.6). Для определения Тр, воспользуемся примерным графиком работы основного оборудования ко­тельной предоставленной персоналом котельной (таблица 4.2, диаграмма Рис.4.7)

35. 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.

37. 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. кВтчв год или около 1,3 % от общего потребле­ния котельной Вспомогательное оборудование котельной

38. 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

39. 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

41. 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).

42. Рис. 4.12. Баланс поступления - распределения активной электроэнергии за 2006 Общая характеристика и анализ водоподготовки котельной Источником вододоснабжениякотельной 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.

43. Состав системы химводоподготовкикотельной: • четыре Na - катионитовых фильтра первой ступени; • дваNа - катионитовых фильтра второй ступени; • вакуумный деаэратор ДСВ-50, • два водоподогревателясыройводы, • два водоподогревателяхимочищенной воды, Водоподготовка осуществляется по схеме Nа -катионированияпри 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 IIступени для питания паровых котлов и частично на подпитку тепловой сети. Умягченная вода IIступени, 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

44. 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%.

45. 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 ведётся 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 присоединенньмтепловым 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 последуюшимиаудитами недостатков.