1. Титульный лист с указанием исполнителей2. Содержание3. Введение4. Аннотация с перечнем предложенных решений по энергосбережению5. Методическое и инструментальное обеспечение аудита6. Состав и программы энергоаудита7. Описание предприятия8. Схемы энергосбережения и энергопотребления9. Оценка возможностей экономии энергии по системам снабжения

энергоресурсами и основным энергопотребляющим технологическим процессам и установкам

10. Обзор предлагаемых решений и программ по энергосбережению11. Анализ возможности развертывания на предприятии более детальной

системы учета энергии и организации системы энергетического менеджмента

12. Приложения с таблицами

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 описывается содержание, методика проведения, применяемые приборы и результаты работы, приводится список непосредственных исполнителей (ответственных исполнителей), а также перечень прилагаемых рекомендаций 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.

Методическое и инструментальное обеспечение энергоаудитаВ настоящей работе Аудитором использованы нормативные, нормативно-технические документы и методики,допущенные органами Ростехнадзора (Госэнергонадзора) для повсеместного использования при

инспектировании(обследовании, проверке) объектов. В составе исходной нормативно-методической базы настоящего аудитаиспользованы следующие документы:

Федеральный закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ.

Методические указания по обследованию энергопотребляющих объектов. М.: МЭИ. 1996 Правила проведения энергетических обследований организаций (утверждены Минтопэнерго России

25.03.1998) Рекомендации по проведению энергетических обследований (энергоаудита), (утверждены приказом

Минпромэнерго РФ 04.07.2006) Правила (стандарты) аудиторской деятельности в Российской Федерации. Методические указания по проведению энергоаудита 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 отчета, а также на отдельные позиции, имеющие

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

отчета.

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

Таблица 1.1Состав парка приборов, используемый для проведения энергетического обследования

Наименование средств измерений

( - )кол во

Тип Пределизмерений

Погрешнос ть

измерений

Заводскойномер

Год выпуска Дата последней

проверки( )калибровки

Дата следующей

проверки

Электронный измеритель плотности

тепловых потоков

-ИТП4.03МГ

5-999 / 2Вт м ±5%/ ±0,2 0С 127 159 2005 09.11.2005 Не позднее09.11.2006

Портативный компьютерный

термограф

-ИРТИС2000

-40 +6000С ±20С 375 2005 14.10.2005 14.10.2006

Электронный самописец температур

двухканальный

-201ИС -50-1800С ±00С 51330 51369 2005 28.10.2005 28.10.2007

Термометр контактный , с газовым

, поверхностным погружным и

влажностным зондом

-5.05ТК -199-13000С ±0,50С 524182 2005 10.11.2005 10.11.2006

Анализатор показателей качества и

количества электрической энергии

AR.5 Circutor

U 30-500 B I 0,05-5 - А клещи

5 СР I 20-2000 -А клещи

. 0,1Абсол 408523 057 2005 10.10.2005 10.10.2007

Расходомер ультразвуковой с

накладнымиизлучателями

-АКРОН01

Dy 30-2000мм ±1,5/± 2% 072104 2001 10.11.2005 10.11.2007

В разделе «Состав программы энергоаудита» необходимо дать описание программы энергетического обследования с указанием планов обследования и характеристик обследуемых объектов, схем, методик и технико-экономических показателей.

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;Схема 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.); 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.

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. персонала

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.

В разделе «Описание предприятия» даются схемы производства, расположение объектов, карта потребления энергии, объемы выпускаемой продукции.

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

ПримерНа 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 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

1 ПОТРЕБЛЕНО Объемресурсов , Общая стоимость. .тыс руб

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 тонн 58,00 137,55

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

№ Наименование ресурса Объемресурсов , Общая стоимость. .тыс руб

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 топливномэквиваленте

15283,31

:Всего 27357,52

2. ПРОИЗВЕДЕНО

, Тепловой энергии Гкал 91204,146

3. ПОТРЕБЛЕНОна собственные нужды котельной

, Тепловой энергии Гкал 13415,93

Потери в тепловых сетях

4. ОТПУЩЕНОПОТРЕБИТЕЛЯМ

4.1 , Тепловой энергии всего Гкал 77788,22

4.1.1 - , собственное производство Гкал 22852,01

4.1.2 - , сторонние потребители Гкал 54936,21

№ Наименование ресурса Объемресурсов , Общая стоимость. .тыс руб

5 УДЕЛЬНЫЕПОКАЗАТЕЛИ

5.1 , /Электрическая составляющая кВтчас Гкал 70,22

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

6 ДОЛЯПЛАТЕЖЕЙЗАЭНЕРГОРЕСУРСЫ

6.1 Природный газ 67,44%

6.2 Мазут 0,50%

6.3 Электроэнергия 32.06%

7 СОСТАВЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ

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 «------», за 2006 год потребил энергетических ресурсов в объеме 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

Распределение потребления энергоресурсов

Распределение платежей за использование энергоресурсов

Из первой диаграммы видно, что электрическая энергия составляла всего 5,15% от потребленных котельной ТЭР. В то же 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 объема 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 энергииВ данном разделе необходимо дать описание потребителей (абонентов)

тепловой энергии. Возможен расчет присоединенных тепловых нагрузок абонентов.

Система централизованного теплоснабжения с момента ввода в эксплуатацию частично меняется за счет 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 таблице.

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 ноябре -1,9

В декабре -7,3

Средняя 4,1

В таблице ниже представлена спецификация со значениями расчетных часовых тепловых нагрузок для температурного графика 95/7СГС.

Расчетные тепловые нагрузки жилых зданий, присоединенных к котельной ОАО «------» 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 наЦО Гкал

-1ЦТП

1 , . 2Черняховского д 0,212 0,2 8,48 519,25

2 , . 4Черняховского д 0,318 0,25 12,72 778,88

3 , . 9Черняховского д 0,317 0,25 12,68 776,43

…. ….. ….. …… …… ……

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 х Q0 х х n0, Гкал;

Q0 – расчетная часовая нагрузка на отопление, Гкал/ч; tвн – расчетная температура внутри отапливаемого помещения, 0С; tср – средняя температура наружного воздуха за период, 0С; tвоз – расчетная температура наружного воздуха для отопления, 0С; n0 – продолжительность отопительного периода, сут.

Результаты расчетов представлены на диаграмме и в таблице. Расчет производится по фактическим среднемесячным температурам.

tвн - tср

tвн - tвоз

Далее целесообразно привести диаграмму, таблицу или график потребления тепла на отопление, вентиляцию и ГВС (в процентах) для жилого фонда и производства.

Пример

Потребление тепла ГВС 20%жилых зданий

Потребление тепла ЦО

предприятия28%

Потребление тепла ГВС предприятия

1%

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 длину 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.

Дать описание тепловых сетей, насосного и теплообменного оборудования ЦТП, систем автоматики и регулировки расхода давления насосного оборудования.

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 условия по созданию расчетной циркуляции теплоносителя и его правильному распределению по всем подключенным к сетям 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 «----» 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 таб. 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 водогрейных котла типа ПТВМ-3ОМ, два паровых 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-3ОМ. В отопительный период эксплуатируются один котел ПТВМ-3ОМ в номинальных параметрах, либо два котла ПТВМ-3ОМ в сниженных параметрах, и один котел ДКВР 4/13.

Котельная работает на природном газе, резервный вид топлива – мазут. 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

95/600С, которая используется для отопления зданий и сооружений предприятия, а также зданий поселка для системы горячего 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, химическую водоподготовку.

ПримерС момента ввода в эксплуатацию котельной в 1982 году, на ней проводились

мероприятия по повышению надежности. Однако работа по модернизации морально и физически устаревшего вспомогательного оборудования, смонтированного на момент ввода в эксплуатацию, не проводилась. 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-3ОМ ст. №3, ДКВР 4/13 ст. №2. Измерения проводились с помощью газоанализатора «КМ900». Результаты замеров показаны в таблице. Для сравнения приведем нормативные значения измеренных параметров.

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.

Результаты измерений параметров уходящих газов котельной

№ п/п

Измеряемый или вычисляемый параметр

Единица измерения

Нормативное значение для котла

ПТВМ-3ОМ ДКВР 4/13

1. Вид топлива Газ/мазут Газ/мазут

2. Кислород О2 % 6,2 4,3/6,6

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

4. Условный КПД котла % 86,91 89,38

5. Диоксид углерода СО2 % 10 9,4/8,1

6. Температура газов 0С 210 158-161

7. Коэффициент избытка воздуха 1,38 1,41

8. Оксид азота NO мг/м3 - -

9. Сумма оксидов азота NOx мг/м3 330,43 -

Результаты замеров (усредненные значения)

№ п/п

Показатель Обозначение Ед. изм. Показатели

1. Место отбора проб ПТВМ-3ОМ (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 12:03:10 12:03:14 12:03:18

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 СО2 % 8,5 8,5 8,5 8,6 8,5

9. Температура по зонду

tr 0С 107 107 107 107 107

10.

Соотношение СО/СО2

СО/СО2 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

Характеристика и анализ системы топливоснабжения котельной

Привести схемы и описание систем топливоснабжения, системы резервного топливоснабжения, договор и схему поставки основного и резервного топлива, теплотворную 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-3ОМ 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 емкости для прием мазута, доставляемого автоцистернами, отдельно стоящей мазутной насосной станции, металлических резервуаров хранения мазута и системы трубопроводов.

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.

№ п/п

Месяц Среднемесячная температура наружного воздуха, 0С

Расход топлива Цена топлива, руб. Стоимость топлива, тыс. руб.

Природный газ, тыс. м3

Мазут, т т.у.т. Природный 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

… … … … … … … … … … …

10 октябрь 4,3 1123,378 1035,27 1164,64 0 1164,64

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

Расход и стоимостные показатели потребленного топлива за 2006 год

Аналогичные таблицы составляются для 2007 и 2008 гг. На основании этих данных составляется диаграммы (см. следующий слайд)

Изменение среднемесячной температуры наружного воздуха

Помесячное потребление топлива котельной

Тем

пера

тура

, С

Помесячная стоимость потребленного котельной топливаС

тоим

ость

, ты

с. р

уб.

Динамика и структура потребления условного топлива на момент составления паспорта и за три предыдущих года по видам

№ п/п Вид топлива Всего, т/% общего количества

г. г. г. г.

1 Газ

2 Мазут

3 Уголь

Средняя стоимость топлива по видам на момент составления паспорта и за три предыдущих года

№ п/п Вид топлива Стоимость топлива

г. г. г. г.

1 Газ

2 Мазут

3 Уголь

Оценка выработки тепловой энергииНа основании анализа помесячного сравнения необходимого количества

тепла и отпущенной тепловой энергии делается вывод о покрытии необходимых нагрузок котельной (перетоп и недотоп).

Месяц

Выработано всего

тепловой энергии, Гкал

Собственные нужды

котельной, Гкал

Отпущено всего, Гкал

Отпущено на нужды предприятия, Гкал

Отпущено на нужды жилого сектора, Гкал

Потери в т/с, ГкалОтопление Горячая вода Отопление Горячая вода

Январь 15192,78 3718,83 11473,96 2960,94 27,47 6605,05 1880,50 859,01

Февраль 14015,02 3012,24 11002,77 3151,63 28,77 6424,87 1397,50 751,13

Март 13739,64 1045,19 12694,45 4400,97 37,27 6859,32 1396,89 756,29

Апрель 8381,70 642,89 7738,81 2106,56 37,27 4198,08 1396,89 649,80

Май 3456,37 549,42 2906,95 0,00 43,47 1360,58 1502,90 561,32

Июнь 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Июль 644,61 437,61 207,00 0,00 4,84 0,00 202,16 78,87

Август 2484,06 1168,19 1315,87 0,00 52,33 0,00 1263,54 504,60

Сентябрь 2905,43 1482,61 1422,82 0,00 35,89 0,00 1386,93 542,28

Октябрь 8002,57 157,44 7845,13 2438,21 35,89 3461,16 1909,87 660,26

Ноябрь 10480,55 439,79 10040,76 4526,37 35,89 4039,34 1439,16 703,14

Декабрь 11901,42 559,27 11342,16 2607,18 25,89 6850,01 1859,08 782,42

Теп

лов

ая э

нерг

ия,

Гкал

Помесячное производство тепла котельной в 2006 г., для нужд жилого сектора

Баланс теплогенерирования и теплопотребления

По полученным данным составляем баланс теплогенерирования и теплопотребления.

По схеме:

Тепло топлива QT = Qнр G

Тепло выработанное котлом Qвыр = QT ή

Тепло отпущенное в сеть Qотп = Qвыр – Qcн

Тепло отпущенное на реализацию абоненту Qреал = Qотп – Qпот

Все полученные данные можно представить в виде таблицы и диаграмм.

Потери в тепловой 6 849,112сети7%

Отпущенная тепловая энергия

( )отопление и ГВС71 414,55

69%

Тепловой баланс котельной

14,49%

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.

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 6кВ

подстанции П/С 197 «ОАО Мосэнерго». Напряжение 6кВ поступает в РУ 6 кВ «Котельная» по двум фидерам: ф.

26 и ф. 28. В здании котельной установлена комплектная подстанция 6/0,4 кВ («1ТП») с двумя

трансформаторами ТМ-630/10. Схема электроснабжения котельной приведена на рисунке.

Часть объектов, которые находятся в ведении котельной: водонасосная станция, скважины забора

воды, ЦТП-1 и ЦТП-2, запитаны от вводов 10 кВ (РУ 10кВ ЦРП-1). В приложении представлен перечень

электрооборудования данных 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 кВт, средняя

потребляемая мощность в отопительный период не более 1100 кВт. Компенсирующие конденсаторные

установки, суммарной мощностью 1800кВАр, 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 кВтчас. Оплата за

потребленную электроэнергию рассчитывается по одноставочному тарифу.

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%.

Анализ потребления активной электроэнергии котельнойПриводятся данные, предоставленные энергетическими службами предприятия. Суммарное и (или) раздельное потребление электроэнергии котельной, ЦТП, субабонентов по месяцам за три последних года. Необходимо наглядно и таблично показать динамику изменения потребления электроэнергии по годам.

2004 г 2005 г 2006 г

W, кВтч Тариф, руб/кВтч

Стоимость тыс. руб

W, кВтч Тариф, руб/кВтч

Стоимость тыс. руб

W, кВтч Тариф, руб/кВтч

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 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

414 661,0 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

6 757 651,0 8 411,9 6 635 714,0 8 260,1 6 404 888,0 8 770,2

.

ТыскВтч

Динамика потребления электроэнергии районной котельной в 2004, 2005, 2006 гг.

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

, РакВт

Аудиторами отмечается относительно большая величина потребления электроэнергии в июне месяце, когда основное оборудование котельной не работает. Из диаграммы на рисунке выше видно, что в июне 2006 года среднечасовая потребляемая активная мощность составляет почти 187 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.

Удельные затраты электроэнергии на выработку тепла

Одним из важных показателей эффективности использования электроэнергии на выработку тепловой энергии котельной является величина электрической составляющей: δ, кВтч/Гкал.

Очевидно, что удельные затраты электроэнергии на выработку тепла в отопительный период данной котельной почти в два раза превышают нормативное значение, среднегодовая величина δ составляет 70,22 кВтчас/Гкал. Необходимо отметить, что на предприятии проводится работа по внедрению энергосберегающих мероприятий, в частности, в 2006 году были установлены ЧРП на приводах вентиляторов и дымососов 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 запущен 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 δ 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 энергоаудиторов, при существующей схеме теплоснабжения, даже при работе котлов при максимальной нагрузке 58 Гкал/час и графике отпуска отопительной воды 130/700С, удельный расход электроэнергии составит ориентировочно не менее 38 кВтч/Гкал.

Характеристика потребителей электрической энергии на котельной

Приводятся технические характеристики тягодутьевого, 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:

Wп = NНТрКз , кВтчас, где: NН - номинальная мощность электродвигателя, кВт; Тр - время наработки оборудования, ч; Кз = N/NН - 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 Кз для некоторых из работавших на период обследования насосов. Для определения ТР воспользуемся примерным графиком работы основного оборудования котельной, предоставленного персоналом котельной (таблица 4.2, диаграмма 4.2). Результаты расчетов сведены в таблицу4.3. Расчетная величина потребляемой энергии основным оборудованием котельной в 2006 году составляет 5170,3 тыс. кВтчас.

№ Наименование и тип оборудования Январь Февраль ………. Ноябрь Декабрь Время работы, час

Насосное оборудование и вентиляционное оборудование

744 672 … 720 744 8 760

1 Дымосос №1, ДН-15 744 672 … 720 744 8040

2 Дымосос №2, ДН-15 240 … 240

… … … … … … … …

10 Подпиточный насос «29, ЗК-45/30 744 672 … 720 744 7296

11 Рециркуляционный насос №41, НКУ-250 744 672 … 3624

Таблица 4.2

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

Должно быть приведено все электропотребляющее оборудование

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. кВтчас в год или около 1,3% от общего потребления котельной.

Вспомогательное оборудование котельной. Таблица 4.4

Наименование и тип оборудования

Количество Номинальная мощность, кВт

Суммарная номинальная

мощность, кВт

Тр, час Потребление эл. энергии за год,

тыс. Вт час

Сварочное оборудование:

Сварочные аппараты 3 16,0 48,00 420 6,72

Станочное оборудование:

Вертикально-сверлильный станок

1 4,0 4,0 495 1,98

Бытовые электроприборы:

Холодильник 1 0,1 0,1 2800 0,28

Дистиллятор 1 2,0 2,0 1200 2,40

Электроплита 1 6,0 6,0 660 3,96

Итого: 37 230,15 85,55

Система освещения котельнойПример

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.

Параметры системы освещения котельной Таблица 4.5

Наименование и тип оборудования

Количество Номинальная мощность, кВт

Суммарная номинальная мощность, кВт

К3Потребляемая мощность

Тр, час

Потребление электроэнергии за год, тыс. кВатчас.

Комментарий

Светильники с ЛН, 100 Вт

50 0,10 5,00 1,0 5,00 4 150 20,75

Светильники с ЛН, 500 Вт

20 0,50 10,00 1,0 10,00 4 150 41,50

Светильники с ЛБ, 2х20 Вт

25 0,04 1,00 1,2 1,20 4 150 4,98

Светильники с ЛБ, 2х40 Вт

102 0,08 8,16 1,2 9,79 4 150 40,64

Уличное освещение

Прожектор с ДРЛ-1000

2 1,00 2,00 1,2 2,10 3 600 8,64

СветильникиС 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 3 600 15,120

Итого: 214 33,66 37,39 148,91

Установленная мощность электрооборудования котельной

Пример

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 22,4

Насосное оборудование 1 806,90 69,3

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

Итого: 2606,66 100,0

Рис. 4.11. Долевое распределение установленной мощности электрооборудования котельной

Суммарная установленная мощность тягодутьевого и насосного оборудования составляет 2 389,9 кВт или 91,7% суммарной мощности электрооборудования котельной.

Баланс поступления – распределения электрической энергии

Пример

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

Вид оборудования тыс. кВт. ч(расчетное)

тыс. кВт. ч(фактическое)

%

Вентиляционное оборудование (тягодутьевое оборудование, приточно-вытяжная вентиляция)

677,77 778,32 12,15

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

Электрозадвижки 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 в электросети 195,00 223,93 3,50

Итого: 5 576,79 6 404,09 100,00

Небаланс: -827,30 -14,83%

Расчетное значение потребленной электроэнергии за 2006 год составляет 5 576,8 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.час в год. Невязка баланса составляет 14,8 %, что очевидно объясняется завышенными данными по потреблению электроэнергии. Рис. 4.12. Баланс поступления-распределения активной электроэнергии за 2006 год.

Общая характеристика и анализ водоподготовки котельной

Пример

Источником водоснабжения котельной является артезианская вода из собственного водозабора (ВЗК). Приборный учет потребленной воды котельной отсутствует. Для поддержания требуемого давления исходной воды на котельной установлены насосы сырой воды.

Основные направления водопользования: 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 для питания паровых котлов и подпитки системы отопления и ГВС.

Состав системы химводоподготовки котельной:четыре Na-катионовых фильтра первой ступени;

два Na-катионовых фильтра второй ступени;вакуумный деаэратор ДСВ-50;

два водоподогревателя сырой воды;два водоподогревателя химочищеннойводы.

Водоподготовка осуществляется по схеме Na-катионирования при периодической регенерации катионовых фильтров. Na-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.

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, то 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 проводилось.

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 для хранения умягченной и дегазированной воды на котельной, по оценке специалистов, может способствовать среднегодовому износу котлов и тепловых сетей в пределах 50-60%.

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

Пример

Приборы учета топлива (природного газа и мазута), электроэнергии и воды на котельной ОАО «ЦНИИ СМ» присутствуют не в полном объеме. В наличии приборы по учету природного газа, марки «Schumbergerihd» (Т2/FLUXI-G2500/1.6) и тахометрический водомер на забор артезианской воды. Коммерческий учет топливно-энергетических ресурсов ведется только по природному газу. Распределение тепловой энергии по потребителям определяется персоналом предприятия расчетным путем – пропорционально проектным значениям присоединённых тепловых нагрузок. Но и полученные данным способом значения тоже нельзя признать корректными, поскольку достоверные данные по присоединенным тепловым нагрузкам отсутствуют. При этих условиях не исключена подача избыточного объема тепловой энергии одним потребителям, близлежащим к котельной, и недопоставка ее другим потребителям, удаленным от котельной.

С учетом этого, считаем необходимым рекомендовать установку современных приборов учета в 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 быть среднесрочная программа, разворачиваемая после полного энергоаудита объекта и устранения выявленных настоящим и последующими аудитами недостатков.