ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

ОБСЛЕДОВАНИЙ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И

РАЙОННЫХ КОТЕЛЬНЫХ АКЦИОНЕРНЫХ ОБЩЕСТВ

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ РОССИИ

 

РД 153-34.1-09.163-00

 

Вводится в действие с 01.06.2000

УДК 621.311

 

 

Разработано Открытым акционерным обществом " Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

 

Исполнители А. Г. ДЕНИСЕНКО, Е. М. ШМЫРЕВ. А. Л. ВАСИЛЬЕВ, Ю. Л. БУЛКИН, А. Н. ПОПОВ

 

Согласовано с Департаментом государственного энергетического надзора и энергосбережения Министерства топлива и энергетики Российской Федерации 22.04.2000

Начальник Б.Л. ВАРНАВСКИЙ

 

Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО " ЕЭС России" 04.05.2000

Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ

Введено впервые

 

 

Типовая программа регламентирует состав работ, выполняемых при проведении энергообследований стационарных паротурбинных тепловых электростанций и районных котельных, устанавливает перечень показателей энергоэффективности и методы их расчета, определяет требования к составу документов, отражающих результаты энергообследований (отчет, топливно-энергетический баланс, энергетический паспорт, рекомендации по повышению эффективности использования топливно-энергетических ресурсов).

Типовая программа обязательна для использования организациями, выполняющими энергообследования, акционерными обществами энергетики и электрификации (АО-энерго) Российской федерации, входящими в их состав тепловыми электростанциями (ТЭС) и районными котельными (РК), а также следующими подразделениями РАО " ЕЭС России":

представительствами по управлению акционерными обществами;

дочерними АО-энерго;

ТЭС-акционерными обществами;

ТЭС-филиалами.

 

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. В соответствии с требованиями федерального закона “Об энергосбережении” энергетическим обследованиям подлежат ТЭС и РК с потреблением более 6 тыс. т условного (котельно-печного) топлива в год.

1.2. Сроки и периодичность проведения энергообследований установлены “Правилами проведения энергетических обследований организаций” (утв. Минтопэнерго России 25.03.98) и “Положением по проведению энергетических обследований организаций системы РАО “ЕЭС России”.

1.3. Энергообследования конкретной ТЭС или РК проводятся по рабочим программам, составляемым на основе настоящей Типовой программы.

Рабочие программы разрабатываются организациями, проводящими обследования, с учетом особенностей установленного оборудования и технологических схем конкретной ТЭС или РК.

1.4. В рабочей программе должны быть указаны инструментальное обеспечение каждого этапа программы, методики измерений и расчетов.

1.5. Инструментальное обследование оборудования должно проводиться в основном с использованием штатных приборов, прошедших предварительную тарировку с помощью калибраторов. В случае установления недостоверности показания конкретного штатного прибора (организацией, проводящей энергообследование) должны использоваться приборы более высокого класса точности.

1.6. Рабочие программы согласовываются с руководством ТЭС (РК) и утверждаются:

для ТЭС и РК, входящих в состав АО-энерго, — главным инженером АО-энерго;

для ТЭС - акционерных обществ, ТЭС-филиалов — главным инженером представительства РАО “ЕЭС России” по управлению акционерными обществами.

Рабочие программы разрабатываются, согласовываются и утверждаются по формам приложений 3 и 3а.

1.7 При разработке рабочих программ и проведении энергообследований (за исключением предпускового) в обязательном порядке в целях сокращения времени и затрат должны использоваться:

результаты проведенных ранее на данной ТЭС и РК режимно-наладочных и балансовых испытаний основного и вспомогательного энергетического оборудования, других работ, связанных с повышением эффективности энергетического производства;

данные ежемесячной отраслевой технической отчетности о тепловой экономичности оборудования за последний календарный год, предшествующий обследованию;

действующая в отрасли система нормирования и анализа показателей топливоиспользования, ее методическое и информационное обеспечение.

1.8. Перечень нормативно-технических документов (НТД), рекомендуемых к использованию при проведении энергообследований ТЭС и РК, приведен в приложении 1.

 

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИ ЭНЕРГООБСЛЕДОВАНИЯХ

Турбины

Стан- цион- ный

Тип, моди- фика-

Год ввода в эксп-

Завод изго- тови-

Мощность, МВт

Параметры свежего пара

Расход свежего пара, т/ч

Отбор Т

Отбор П

Конденсатор

Циркуляционные насосы

номер

ция

луата-

тель

Номи-

Макси-

Дав-

Тем-

Номи-

Макси-

Дав-

Производительность

Дав-

Производительность

Тип

Номи-

Пло-

Рас-

Тип

Коли-

По

На-

тур- бины

цию

наль- ный

маль- ный

ле- ние

пера- тура

наль- ный

маль- ный

ле- ние

Номи- нальная

Макси- мальная

ле- ние

Номи- нальная

Макси- мальная

наль- ный

щадь поверх-

четное коли-

чество

дача м3/час

пор, м

кгс/ см2

°С

кгс/ см2

Гкал/ч

т/ч

Гкал/ч

т/ч

кгс/ см2

Гкал/ч

т/ч

Гкал/ч

т/ч

расход пара, т/ч

ности охлаж- дения, м2

чество охлаж- дающей воды, м3/ч

1

 

Котлы

Стан- цион-

Тип, моди-

Год ввода в

Завод-изгото-

Паро- произ-

Параметры пара за котлом

Проектное топливо

Мельницы

Дымососы

Дутьевые вентиляторы

Бункеры

Питатели

ный номер котла

фика- ция

эксп- луата- цию

витель

води- тель- ность, т/ч

Давле- ние, кгс/см2

Темпе- ратура °С

QНР

АР

WР

КАО

Расход на котел т/ч

Тип

Коли- чест- во

Произ- води- тель- ность, м2/ч

Тип

Коли- чест- во

Произ- води- тель- ность, м2/ч

Тип

Коли- чест- во

Произ- води- тель- ность, м2/ч

Коли- чест- во

Произ- води- тель- ность, м2/ч

Коли- чест- во

Произ- води- тель- ность, м2/ч

 

 

3.1.3. Особенности тепловой схемы в части:

отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды;

наличия перетоков теплоносителей между отдельными турбоагрегатами и группами оборудования, их влияния на тепловую экономичность турбинной установки в целом.

3.1.4. Схемы питания механизмов электрических собственных нужд.

3.1.5. Основные технико-экономические показатели работы оборудования в динамике за последние 3 года с заполнением табл. 2.

 

Таблица 2

Котельное оборудование

 

3.3.1.1. Проверка наличия режимных карт, их своевременного обновления и соответствия нормативным характеристикам. Контроль по каждому котлу ведения режимов в соответствии с режимными картами.

3.3.1.2. Проведение режимно-наладочных испытаний (не реже 1 раза в 3 года).

3.3.1.3. Контроль за присосами воздуха в топочную камеру и газоходы.

3.3.1.4. Использование кислородомеров для контроля за режимом горения топлива и расчета коэффициента избытка воздуха в топках котлов.

3.3.1.5. Оценка работоспособности систем авторегулирования в пусковых режимах котлов и качества работ регуляторов.

3.3.1.6. Проведение регулярных (не реже 1 раза в месяц) анализов состава продуктов сгорания.

3.3.1.7. Организация контроля за параметрами пара и мазута, подаваемых на котлы (температурой и давлением) для форсунок.

3.3.1.8. Проверка состояния расходомерных устройств и их соответствия требованиям правил Госстандарта России (топливо, пар, горячая вода и др.).

3.3.1.9. Проверка баланса по расходу газа между расходомерами коммерческого учета и расходомерами поагрегатного учета газа на котлах.

3.3.1.10. Оценка технического состояния узлов и элементов каждого котла:

изоляции и обмуровки оборудования и трубопроводов пара и горячей воды, а также арматуры (проверка документов по паспортизации изоляции);

калориферов для подогрева воздуха, поступающего в ВЗП паровых котлов;

вспомогательных механизмов котлов: дымососов, дутьевых вентиляторов, мельниц и т.д. (анализ характеристик их работы, загрузки в соответствии с характеристиками, проверка использования вторых скоростей для дымососов и вентиляторов);

пароперегревателя (количество отглушенных пакетов, наличие шлака, технические показатели);

экономайзера (технические показатели, целостность);

воздухоподогревателя (чистота трубок, технико-экономические показатели работы); топки (состояние холодной воронки и примыканий пылеугольных шахт, наличие открытых лючков-гляделок и люков, зашлакованность, режим горения факела и т.д.);

схем обдувки поверхностей нагрева; организация забора воздуха на котлы (горелки, форсунки, дутье).

3.3.1.11. Анализ загрузки котлов по сторонам топки, пароперегревателя в соответствии с режимными картами.

3.3.1.12. Контроль работоспособности автоматики на каждом котле (горения, впрыска, продувки и т.д.); оценка расходов пара на впрыск и продувку, сопоставление их с нормативными значениями.

3.3.1.13. Выявление причин неплановых пусков котлов, сопоставление фактических затрат топлива, тепла и электроэнергии на пуски с их нормативными значениями.

3.3.1.14. Выполнение инструментального обследования котлов с целью оценки их фактического состояния, сооружений, зданий, схем котельного цеха. При обследовании обратить внимание на:

фактические присосы;

избытки воздуха в топке при сжигании различных видов топлива;

значение СО в уходящих дымовых газах;

температуру уходящих газов;

температуру питательной воды на входе в барабан;

температуру питательной воды на входе в экономайзер, нагрев в нем питательной воды;

значение продувки котла;

состояние внутренних поверхностей нагрева (объем отложений по результатам анализа контрольных вырезок), выдерживание параметров работы котла по всем потокам.

3.3.1.15. Анализ ведения водно-химического режима котлов, в том числе проверка загрязненности поверхностей нагрева: экономайзера, экранов, ВЗП, конвективных труб водогрейных котлов; оценка влияния загрязненности поверхностей на перерасход топлива.

3.3.1.16. Анализ проведения очисток котлов от внутренних отложений: обоснованности очисток, расхода топлива и электроэнергии на очистку котлов в сравнении с нормативным (сравнение по чистоте очисток и расходам, включая также расход на водоподготовку на нужды очисток, на обезвреживание отмывочных растворов).

3.3.1.17. Анализ консервации котлов: обоснованности технологии, фактических затрат топлива и электроэнергии на консервацию и расконсервацию, на обезвреживание растворов - консервантов.

3.3.1.18. Анализ энергетических потерь на продувку котлов (в пересчете на условное топливо): обоснованности значения непрерывной продувки, частоты и длительности периодических продувок, энергетических потерь непосредственно на продувки, энергетических потерь на подготовку воды, замещающей продувочную воду; учет продувок (по расходомерам и по данным химического контроля).

3.3.1.19. Сопоставление фактических показателей работы котлов и результатов их инструментального обследования с их нормативными значениями и на основе анализа состояния узлов и элементов котлов определение конкретных причин отклонений показателей от нормативных характеристик:

температуры уходящих газов за последней поверхностью нагрева (дымососом);

коэффициента избытка воздуха в режимном сечении;

присосов воздуха в топку и конвективную шахту;

потерь тепла с механической и химической неполнотой сгорания;

расходов электроэнергии на механизмы собственных нужд (дутьевые вентиляторы, дымососы, мельницы, питательные насосы);

расходов тепла на собственные нужды (отопление и вентиляцию, мазутное хозяйство, размораживающее устройство, калориферы, обдувку поверхностей нагрева, потери с продувкой, водоподготовительную установку).

3.3.1.20. Дополнительный анализ по пиковым водогрейным котлам:

полноты исполнения проектных схем;

соответствия расходов воды (рециркуляционной, расхолаживающей и поступающей в тепловую сеть) с целью обеспечения требуемых температур сетевой воды на входе в котел и на выходе в тепловую сеть и затрат электроэнергии на привод рециркуляционных насосов;

состояния горелок, форсунок, их тарировки, фактической работы, режима сжигания мазута и газа (температуры, давления, коэффициента избытка воздуха, качества распыла мазута и т.д.);

наличия подогрева воздуха перед топкой котла;

потерь тепла на обогрев неработающих котлов горячим воздухом и за счет поддержания необходимой рециркуляции сетевой воды через неработающий котел.

3.3.1.21. Оценка эффективности применяемых природоохранных мероприятий, снижающих экономичность работы котлов (впрыска воды в топку, ступенчатого совместного сжигания газа и мазута, рециркуляции дымовых газов), значения энергетических потерь.

Турбинное оборудование

 

3.3.2.1. Анализ выдерживания основных параметров по турбинам (свежего пара, пара промперегрева, пара отборов, питательной воды, вакуума и т.д.) в сравнении с нормативным уровнем.

3.3.2.2. По температурному напору проверка состояния конденсатора, подогревателей высокого и низкого давления системы регенерации турбин.

3.3.2.3. Анализ работы градирен в сравнении с разработанными характеристиками для различных нагрузок и метеорологических условий.

3.3.2.4. Анализ работы деаэраторных установок: использования тепла выпара деаэраторов, обоснованности объема выпара, эффективности деаэрации по удалению кислорода, свободной и связанной углекислоты по результатам химического анализа.

3.3.2.5. Оценка эффективности работы подогревателей высокого давления: сравнение температуры питательной воды за последним по ходу воды ПВД и за группой ПВД для определения плотности впускного клапана, отсутствие потоков помимо ПВД (при включенном ПВД); проверка схемы отсоса неконденсирующихся газов из ПВД; проверка работы авторегуляторов уровня.

3.3.2.6. Проверка соблюдения периодичности проведения режимно-наладочных испытаний турбины и выполнения мероприятий по их результатам.

3.3.2.7. Организация инструментального обследования оборудования и трубопроводов турбинного цеха с целью определения тепловой экономичности турбин, регенеративных подогревателей и состояния тепловой изоляции.

3.3.2.8. Оценка состояния конденсаторов:

проверка состояния поверхности теплообмена (определение коэффициента чистоты трубной системы, снижения мощности и перерасхода топлива, связанного с ухудшением вакуума);

определение количества поврежденных и заглушенных трубок конденсатора;

сопоставление фактических и нормативных присосов циркулирующей воды в конденсатор по результатам химических анализов, перерасхода химических реагентов на БОУ, связанного с ухудшением качества основного конденсата;

оценка объема присосов воздуха и проведение контроля воздушной плотности вакуумной системы;

оценка работы авторегулятора уровня в конденсаторе;

определение давления (вакуума) в конденсаторе при заданной паровой нагрузке и сопоставление его с номинальным значением;

проверка технического состояния циркуляционных насосов;

сравнение фактического и номинального расходов циркулирующей воды через конденсатор;

оценка обоснованности значения продувки аванкамер градирен.

3.3.2.9. Проверка для оценки эффективности работы подогревателей сетевой воды (ПСВ):

расчетной тепловой производительности и соответствующих ей параметров пара и сетевой воды;

температурного напора в ПСВ;

выдерживания температур прямой и обратной сетевой воды в соответствии с графиком тепловой сети;

расчетного расхода сетевой воды и потерь напора;

работы схемы отсосов из ПСВ;

работы регулирующего клапана уровня в ПСВ, отсутствия затопления части трубной системы;

гидравлической плотности ПСВ по качеству конденсата греющего пара, потерь конденсата при аварийном сливе;

соотношения работающих и заглушенных трубок ПСВ.

3.3.2.10. Анализ указанных в распорядительных документах и инструкциях данных по давлению сетевой воды в прямом и обратном трубопроводах в соответствии с пьезометрическим графиком города и с учетом его по зонам, оценка фактической подпитки тепловых сетей в сравнении с нормативной и потерь тепла в связи с увеличенной подпиткой, проверка общего состояния теплосетевого оборудования (изоляции подогревателей и трубопроводов, изоляции насосов и арматуры, обводной арматуры в части пропусков помимо подогревателей).

3.3.2.11. Проверка соответствия фактического и расчетного расходов сетевой воды на собственные нужды и в тепловую сеть с целью выявления причин несоответствия располагаемой мощности ТЭС подключенной тепловой нагрузке.

3.3.2.12. Анализ потерь напора на преодоление гидравлического сопротивления по тракту сетевой воды (сетевые подогреватели, водогрейные котлы, арматура и т.п.) для выявления потерь напора сверх обусловленных технологическим процессом с целью установления необоснованных затрат электроэнергии на привод сетевых насосов.

3.3.2.13. Сопоставление фактических показателей работы турбин и результатов их инструментального обследования с нормативными значениями и на основе анализа состояния узлов и элементов определение конкретных причин отклонений показателей от нормативных характеристик и резервов экономии топлива по:

удельному расходу тепла на выработку электроэнергии;

давлению отработавшего пара в конденсаторе;

температуре питательной воды по ступеням нагрева;

параметрам свежего пара и пара после промперегрева;

расходам электроэнергии на собственные нужды (циркуляционные и конденсатные насосы); затратам электроэнергии на пуски;

расходам тепла на собственные нужды (отопление и вентиляцию производственных зданий), потерям тепла при пусках.

 

Здания и сооружения

 

3.3.6.1. Оценка состояния производственных зданий (стен, кровли, остекления и т.д.); анализ затрат тепла на отопление и вентиляцию и сопоставление их с нормативными значениями.

3.3.6.2. Анализ технического состояния градирен, сопоставление их фактической и нормативной охлаждающей способности в летний период.

 

Исходные данные для составления топливно-энергетического баланса тепловой электростанции

 

Показатель	Обозначение	Единица
1. Выработка электроэнергии 2. Отпуск электроэнергии 3. Отпуск тепла внешним потребителям	Э ЭОТП QОТП	тыс. кВт-ч тыс. кВт-ч Гкал
4. Расход условного топлива по котлам:
энергетическим		т
пиковым водогрейным		т
пусковой котельной		т
5. КПД брутто (обратный баланс) котлов: энергетических		%
пиковых водогрейных		%
пусковой котельной		%
6. Выработка тепла энергетической котельной установкой		Гкал
7. Расход электроэнергии на собственные нужды установки:
котельной		тыс. кВт-ч
турбинной		тыс. кВт-ч
8. Затраты тепла на собственные нужды установки:
котельной		Гкал
турбинной		Гкал
9. Расход пара по каждой турбине:
свежего	Doi,	т
промперегрева	Dnni,	т
10. Параметры свежего пара по каждой турбине:
давление	Ро i,	кгс/см2
температура	to,	°С
11. Параметры пара до промперегрева по каждой турбине:
давление	Ро i,	кгс/см2
температура	to,	°С
12. Параметры пара после промперегрева по каждой турбине:
давление	Ро i,	кгс/см2
температура	toi,	°С
13.Температура питательной воды за ПВД по каждой турбине	tПВ i	°С
14. Отпуск тепла из отборов турбин:
производственных		Гкал
теплофикационных		Гкал
15. Удельный расход тепла нетто на выработку электроэнергии турбинной установкой		ккал/(кВт-ч)

 

Таблица 4

 

Исходные данные для составления топливно-энергетического баланса районной котельной

 

Показатель	Обозначение	Единица измерения
1. Отпуск тепла внешним потребителям	Qотп	Гкал
2. Расход топлива	В	т
3. КПД брутто (обратный баланс)		%
4. Затраты тепла на собственные нужды		Гкал

 

ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

 

5.1. По результатам энергетического обследования организация, его проводившая, оформляет следующую документацию:

отчет о проведении энергетического обследования;

топливно-энергетический баланс;

энергетический паспорт;

рекомендации по повышению эффективности использования топливно-энергетических ресурсов.

5.2. В отчете о проведении энергетического обследования должны быть отражены:

цели и задачи обследования, его вид;

программа проведения энергообследования и результаты ее выполнения;

краткая характеристика основного и вспомогательного оборудования, условия топливо- и водоснабжения, режимы работы;

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

результаты оценки энергосберегающего потенциала, причины выявленных нарушений в использовании ТЭР, имеющиеся резервы:

— перерасходы энергоресурсов из-за невыдерживания показателей оборудования на нормативном уровне; выполнение мероприятий по реализации резервов тепловой экономичности оборудования;

— энергоэффективность элементов технологической схемы: котельного, турбинного оборудования, оборудования химического, электрического, топливно-транспортного цехов, зданий и сооружений;

— энергетические потери из-за неоптимальности тепловой схемы, режимов работы агрегатов;

выводы и рекомендации по организационным и техническим решениям повышения энергетической эффективности ТЭС и РК; определение основных направлений снижения затрат энергоресурсов.

5.3. Топливно-энергетический баланс составляется по результатам каждого энергообследования.

5.4. Энергетический паспорт составляется при предпусковом (предэксплуатационном) энергообследовании и уточняется при первичном и других видах обследований. Форма энергетического паспорта приведена в приложении б.

5.5. Рекомендуются к внедрению мероприятия, повышающие эффективность использования энергоресурсов. Оценка их экологической безопасности, объема финансирования и экономической эффективности производится по действующим на момент проведения обследования отраслевым методикам.

Приложение 1

 

Приложение 2

 

ПОТЕРИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗ-ЗА УПУЩЕНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТЕ ОБОРУДОВАНИЯ _________________________________________________

(наименование ТЭС или РК)

Общие

 

Группа	Резервы экономии условного топлива
оборудования	по отпуску электроэнергии				по отпуску тепла				всего
	г/ (кВт·ч)	т	%	изменение, % абс.	кг/Гкал	т	%	Изменение, % абс.	т	%	Изменение, % абс.
А	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

 

Приложение 3

(для ТЭС и РК, входящих в АО-энерго)

 

СОГЛАСОВАНО: Главный инженер _____________________ наименование ТЭС или РК   __________ ________________ подпись          ф. и. о.   “___” ____________ 200_г.

УТВЕРЖДАЮ: Главный инженер ___________________  наименование АО-энерго   _________ _____________ подпись      ф. и. о.    “___” _____________ 200_г.

 

Приложение 3а

(для АО-ТЭС)

 

СОГЛАСОВАНО: Главный инженер ________________ наименование ТЭС   _________ _________________ подпись           ф.и.о.   “___” ____________ 200_г.

УТВЕРЖДАЮ: Главный инженер предста- вительства _________________ наименование   ________ ______________ подпись        ф.и.о.    “___” _____________ 200_г.

 

Приложение 4

 

Характеристика предприятия

 

1. Год ввода в эксплуатацию основного оборудования по станционным номерам:

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

Топливный режим ТЭС

 

7.1.

 

Директивный орган, установивший топливный режим, номер разрешения и дата его выдачи	Объем разрешенного топливопотребления			Резервное (аварийное) топливо	Технологическая бронь по газу
	Газ	Уголь	Мазут

 

7.2. Основные марки сжигаемого топлива и основные поставщики ______________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

7.3. Краткое описание причин работы основного оборудования на непроектных видах топлива ___________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

7.4. 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

 

7.5. 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
4	Тонна условного топлива

 

Баланс по теплу, Гкал

 

№ п.п.	Приход, расход	Годы
1	Выработка тепловой энергии котлами ТЭС
2	Отпуск тепла потребителям: пар горячая вода
3	Расход тепла на нужды:
3.1	собственные
3.2	хозяйственные
3.3	производственные

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

1. Общие положения

2. Показатели энергетической эффективности ТЭС и РК.

Методы определения при энергообследованиях

2.1. Предпусковое (предэксплуатационное) обследование5

2.2. Первичное, периодическое (повторное), внеочередное, локальное обследование, экспресс-обследование

3. Определение энергосберегающего потенциала

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

3.2. Оценка состояния технического учета и отчетности, нормирования и анализа показателей топливоиспользования

3.3. Анализ состояния оборудования, эффективности работы элементов технологической схемы

3.3.1. Котельное оборудование

3.3.2. Турбинное оборудование

3.3.3. Оборудование электрического цеха

3.3.4. Оборудование химического цеха

3.3.5. Топливно-транспортное оборудование

3.3.6.. Здания и сооружения

3.4. Анализ оптимальности тепловой схемы

3.5. Оптимизация распределения электрических и тепловых нагрузок между агрегатами ТЭС

3.6. Анализ выполнения мероприятий по реализации резервов тепловой экономичности

3.7. Составление топливно - энергетического баланса

4. Разработка мероприятий по реализации выявленного потенциала энергосбережения

5. Оформление результатов энергетического обследования...... 38

Приложение 1. Перечень нормативно-технических документов, рекомендуемых к использованию при проведении энергообследований ТЭС и РК

Приложение 2. Потери энергоэффективности из-за упущений в эксплуатационном обслуживании и ремонте оборудования

Приложение 3. Программа проведения энергетического обследования ТЭС и РК, входящих в АО-энерго

Приложение За. Программа проведения энергетического обследования АО-ТЭС

Приложение 4. Топливно-энергетический баланс тепловой электростанции, Гкал

Приложение 5. Топливно-энергетический баланс районной котельной, Гкал

Приложение 6. Энергетический паспорт тепловой электростанции, районной котельной

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: