Домой

Техническое задание на энергетическое обследование оборудования и систем Билибинской аэс открытого акционерного общества «Концерн Росэнергоатом»




Скачать 274.81 Kb.
НазваниеТехническое задание на энергетическое обследование оборудования и систем Билибинской аэс открытого акционерного общества «Концерн Росэнергоатом»
Дата22.12.2012
Размер274.81 Kb.
ТипТехническое задание
Содержание
Объекты энергетического обследования
4.4. Основные требования по использованию нормативно-технической документации.
Подобные работы:


Техническое задание

на энергетическое обследование оборудования и систем Билибинской АЭС

Открытого акционерного общества «Концерн Росэнергоатом»


Основание для проведения энергетического обследования


  • Федеральный закон № 261-Ф3 от 23.11.2009г. «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»,

  • Федеральный закон от 01 декабря 2007 года N 315-ФЗ «О саморегулируемых организациях»,

  • Распоряжение Правительства Российской Федерации № 1830-р от 01.12 2009г. «Об утверждении плана мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в Российской Федерации»,

  • Энергетическая стратегия России на период до 2030 года от 13 ноября 2009 года № 1715-р, федеральный закон №384-Ф3 от 30.12.2009г.,

  • Отчет ФГУ «РЭА» Минэнерго России «Об оказанных консультационных услугах по разработке Программы энергосбережения и повышения энергоэффективности организаций Госкорпорации «Росатом», в том числе Политики в области энергосбережения и повышения энергоэффективности».


Цель энергетического обследования


  • Получение объективных данных об объеме используемых энергетических ресурсов;

  • Определение показателей энергетической эффективности;

  • Определение потенциала энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

  • Разработка и обоснование перечня мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности и проведение их стоимостной оценки.


^ Объекты энергетического обследования


Энергетическому обследованию подлежат технологические цеха - реакторный цех, турбинный цех, химический цех, цех тепловой автоматики и измерений, электрический цех, цех обеспечивающих систем (и/или цех тепловых и подземных коммуникаций, цех эксплуатации вентиляции, гидроцех и т.п.):

  • Оборудование основного технологического процесса на энергоблоках и общестанционных объектах;

  • Система показателей эффективности ядерного топливного цикла;

  • Система теплоснабжения и теплопотребления (источники теплоснабжения, в том числе пуско-резервная котельная, тепловые сети и теплопотребляющее оборудование);

  • Система электроснабжения и электрооборудование (генерирующее оборудование, главные трансформаторы, трансформаторные подстанции, электрические сети,);

  • Система технического водоснабжения и оборотных циклов (градирни, насосные станции, трубопроводы и оборудование);

  • Система переработки и хранения жидких и твердых радиоактивных отходов (спецводоочистка, спецгазоочистка, хранилища ЖРО и ТРО);

  • Система холодного и горячего водоснабжения хозяйственно-бытового назначения (источники, водоподготовительное оборудование, баки запаса воды, трубопроводы и арматура, система приборного учета);

  • Система промливневой и хозбытовой канализации, включая станцию очистки сточных вод;

  • Система снабжения сжатым воздухом и техническими газами (компрессорная станция сжатого воздуха, азотно-кислородная станция, электролизная установка, распределительные сети, емкости для хранения газов, иное оборудование);

  • Потребители моторного топлива (автопарк, резервные дизельные электростанции);

  • Сварочные участки и станочные парки цехов;

  • Система и средства учета энергоносителей и воды.


Содержание выполнения работ


Энергетическое обследование включает в себя выполнение следующих видов работ:

  • Определение фактических и нормативных показателей эффективности использования энергоресурсов и воды. Сравнительный анализ фактического и нормативного энергопотребления и водопотребления;

  • Выявление причин нерационального и неэффективного использования топливно-энергетических ресурсов, воды и определение резервов их экономии, включая оценку величины энергетических потерь (материальных потерь) с указанием причин их возникновения по обследуемым оборудованию и объектам;

  • Описание и анализ существующей системы учета топливно-энергетических ресурсов и воды;

  • Разработка комплекса технических и организационных мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности;

  • Определение необходимости проведения дальнейших обследований для решения проблем, выявленных при проведении энергетического обследования;

  • Разработка перечней мероприятий повышения энергетической эффективности АЭС;

  • Составление технического отчета и энергетического паспорта АЭС.



Этап 1. Анализ технической документации, состава оборудования, оценка состояния технического учета. Составление Программы энергоаудита в соответствующей части.


1.1. Анализ технической документации и состава оборудования:

  • первичное ознакомление с проектной, исполнительной и эксплуатационной документацией;

  • составление перечня исходной информации, необходимой для проведения последующих (основных) этапов энергоаудита, разработка форм ее представления Энергоаудитору;

  • анализ результатов проведенных ранее режимно-наладочных и балансовых испытаний основного и вспомогательного энергетического оборудования, других работ, связанных с повышением эффективности энергетического производства;

  • анализ данных ежемесячной отраслевой технической отчетности о тепловой экономичности оборудования за 2006 – 2010 годы, предшествующий обследованию;

  • анализ состава оборудования, условий водоснабжения, особенностей станционной тепловой схемы, режимов работы оборудования, основных технико-экономических показателей работы оборудования в динамике за 2006 – 2010 годы.

1.2. Оценка состояния технического учета и отчетности.

1.3. Составление Программы энергетического обследования (далее Программа) Билибинской атомной электростанции, согласование и утверждение Программы у руководства АЭС.


Этап 2. Анализ показателей эффективности использования энергоресурсов и воды. Анализ технического состояния и режимов работы оборудования, составление рабочих программ инструментального обследования по видам оборудования.

2.1. Анализ эффективности использования ядерного топлива, тепловой и электрической энергии, воды и технических газов, моторных топлив должен проводиться по следующим основным показателям:

  • КПД (брутто) производства электрической энергии по каждому из энергоблоков и по АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • КПД (нетто) отпуска электрической энергии по каждому из энергоблоков и по АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • КПД (брутто) производства тепловой энергии по каждому из энергоблоков и по АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • КПД (нетто) отпуска тепловой энергии по каждому из энергоблоков и по АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • КИУМ каждого энергоблока и АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • средняя по загрузке степень (глубина) выгорания ядерного топлива, количество отработавших ТВС, не достигших проектного выгорания;

  • удельный расход тепловой энергии (Гкал) на единицу выработанной электрической энергии (МВТ*час) каждого энергоблока и АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • расход электроэнергии (в натуральном выражении и в процентах от выработки) на собственные нужды каждого энергоблока и АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • расход тепловой энергии (в натуральном выражении и в процентах от выработки) на собственные нужды каждого энергоблока и АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • удельный расход химически обессоленной воды (м³) на единицу выработанной электрической энергии (МВт*час) каждого энергоблока и АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • удельный расход технических газов: водорода, азота, сжатого воздуха (нм³) на единицу выработанной электроэнергии (МВт*час) каждого энергоблока и АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • потребление моторных топлив: дизельного, бензина в натуральном выражении (м³) по АЭС в целом за 2006 – 2010 годы;

  • потребление воды питьевого качества в натуральном выражении (м³) по АЭС в целом за 2006 – 2010 годы.


2.2. Анализ показателей использования энергоресурсов:

  • анализ методики определения тепловых нагрузок отборов турбины. Оценка составляющих затрат тепла и электроэнергии, относимых на собственные, производственные и хозяйственные нужды, анализ методов определения их значений;

  • проверка правильности сведения тепловых и электрических балансов энергоблока;

  • анализ соответствия действующей документации по использованию энергоресурсов состоянию, составу и режимам работы оборудования;

  • анализ состояния и организации работ по расчету, анализу показателей использования энергоресурсов, выявлению перерасходов энергетических ресурсов и своевременному их устранению;

  • анализ применяемых средств автоматизации расчетов: компьютерных программ, устройств обработки диаграмм регистрирующих приборов и пр., в том числе коммерческого учета отпуска энергии, затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды.

2.3. Составление рабочих программ инструментального (с применением штатных и портативных средств измерений) обследования по видам оборудования, обладающим существенными потенциалами энергосбережения, выявленными по результатам выполнения п.п.2.1, 2.2, подготовка приборного оснащения и мест измерений в соответствии с рабочими программами.


Этап 3. Проведение инструментального обследования. Выявление и
сопоставление фактических и нормативных показателей энергоэффективности. Составление заключения по результатам анализа.



3.1. Проведение инструментального обследования по видам оборудования, обладающим существенными потенциалами энергосбережения, выявленными на этапах 1, 2:

  • систем реакторного отделения;

  • систем турбинного отделения;

  • систем и оборудования электрического цеха;

  • систем теплоснабжения цехов и общестанционных объектов промплощадки;

  • систем вентиляции и кондиционирования;

  • систем снабжения технологическими газами и сжатым воздухом;

  • систем технического и хозяйственно-питьевого водоснабжения.


3.2. Анализ измерительной информации, получаемой с переносных и штатных средств измерений. Выявление и сопоставление фактических и нормативных показателей энергоэффективности оборудования.


3.3. Реакторное отделение энергоблока:

  • проверка баланса расчета тепловой мощности реакторной установки по расходу питательной воды и пара;

  • определение величины потребляемой электроэнергии на собственные нужды реакторного отделения;

  • определение величины потребляемой тепловой энергии и воды на собственные нужды реакторного отделения;

  • определение величины тепловых потерь реакторной установки с технической водой, водой промежуточного контура ГЦН (СУЗ), технической водой рециркуляционных систем воздушного охлаждения гермообъема и маслосистем ГЦН и др.;

  • определение величины тепловых потерь во внешнюю среду оборудования реакторной установки, размещенного в защитной оболочке через ограждающие конструкции гермообъема;

  • выявление степени загрязнения и деградации (уменьшения) поверхностей теплообмена теплообменников промконтура, иного теплообменного оборудования, охлаждаемого технической водой группы «А» и группы «В».


3.4. Турбинное отделение энергоблока:

  • анализ выдерживания основных параметров по турбине (свежий пар, пар отборов, питательная вода, вакуум и т.д.) в сравнении с нормативным уровнем;

  • соблюдение периодичности проведения режимно-наладочных испытаний турбины и выполнение мероприятий по их результатам;

  • оценка температурного напора регенеративных подогревателей и конденсаторов турбины;

  • оценка состояния конденсаторов турбин:

- состояние поверхности теплообмена (удельная загрязненность, тип отложений, потери вакуума из-за отложений, недовыработка электроэнер­гии и перерасход топлива из-за отложений (в том числе на циркуляцию воды);

- протечки охлаждающей воды: соответствие конденсата нормам (по химанализам), частота и причины образования протечек, количество заглушенных трубок конденсатора;

- присосы воздуха, осуществление контроля воздушной плотности вакуумных систем турбоустановок по измерению присосов воздуха;

  • анализ работы деаэраторных установок:

- состояние изоляции, тепловой баланс деаэраторной установки в целом, обоснованность давления в деаэраторах, использование тепла выпаров деаэраторов;

- эффективность деаэрации по удалению кислорода, свободной и связанной углекислоты.

  • оценка (при наличии проектных и эксплуатационных данных) эффективности работы подогревателей сетевой воды (ПСВ):

- соответствия расчетным значениям тепловой производительности, параметров пара и сетевой воды, температурного напора, гидравлического сопротивления;

- использования отсосов пароводяной смеси;

- гидравлической плотности, потерь конденсата при аварийном сливе и возможности повторного использования загрязненного конденсата;

- работы регуляторов уровня;

  • оценка технического состояния циркуляционных насосов, сравнение фактического и номинального (нормативного) расхода циркводы через конденсаторы турбины;

  • проведение инструментального обследования оборудования турбинного цеха с целью выявления состояния проточной части турбины, регенеративных подогревателей и конденсаторов;

  • сопоставление фактических эксплуатационных показателей работы турбины и результатов их инструментального обследования с нормативными значениями и на основе анализа состояния узлов и элементов. Определение конкретных причин отклонений показателей от нормативных характеристик:

- удельного расхода тепла на выработку электроэнергии;

- давления отработавшего пара в конденсаторе;

- температуры питательной воды по ступеням нагрева;

- параметров пара;

- расхода электроэнергии на собственные нужды (циркнасосы, кон­денсатные насосы, затраты электроэнергии на пуски);

- потери тепла при пусках.


3.5. Система теплоснабжения (горячей водой и паром) промплощадки АЭС:

  • выдерживание температуры прямой и обратной сетевой воды в соответствии с графиком теплосети, анализ причин отклонений по температуре прямой и обратной воды;

  • проверка соответствия фактического и расчетного расхода сетевой воды раздельно на собственные нужды и в тепловую сеть с целью выявления причин несоответствия располагаемой тепловой мощности подключенной тепловой нагрузке;

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

  • анализ указанных в инструкциях и других распорядительных документах данных по давлению и температуре сетевой воды в прямом и обратном трубопроводах в соответствии с диспетчерским графиком теплосети, оценка фактической подпитки тепловых сетей в сравнении с нормативной для теплосети и потери тепла в связи с увеличенной подпиткой, проверка общего состояния оборудования системы теплоснабжения (изоляция подогревателей и трубопроводов, изоляция насосов и арматуры, наличие заглушенных трубок в подогревателях (в %), состояние обводной арматуры в части пропусков помимо подогревателей, состояние схем отсоса воздуха из подогревателей и т.д.


3.6. Оборудование и системы электрического цеха:

  • анализ эффективности и оптимальности работы оборудования:

- уровня загрузки и оптимальности режима работы главных (повышающих) трансформаторов и трансформаторов собственных нужд;

- уровня загрузки генераторов;

- утилизации тепла по системам охлаждения генераторов;

  • проверка состояния вентиляции, отопления помещений и допустимого температурного режима в них;

  • проверка наличия утвержденной руководством АЭС схемы размещения приборов расчетного (коммерческого) и технического учета электрической энергии, соответствующей фактическим схемам отпуска и потребления электроэнергии;

  • проверка периодичности и объемов поверки расчетных и прочих счетчиков в соответствии с требованиями НТД и местными инструкциями;

  • оценка соответствия класса точности расчетных счетчиков предъявляемым требованиям;

  • выявление в схемах учета электроэнергии других включенных приборов и устройств, влияющих на точность учета. Проверка отсутствия паек в электропроводах к счетчикам расчетного учета;

  • оценка загрузки вторичных обмоток измерительных трансформаторов с определением величин потерь в цепях напряжения расчетных счетчиков и счетчиков технического учета;

  • проверка ведения расчета и учета потерь электроэнергии в главных трансформаторах электростанции;

  • проверка наличия счетчиков технического учета на стороне генераторного напряжения повышающих трансформаторов (для контроля правильности показаний рабочих генера­торных счетчиков);

  • анализ схемы питания собственных нужд АЭС и потребительских КРУ с целью проверки выполнения требований о недопустимости подключения к шинам собственных нужд сторонних потребителей. При выявлении фактов проверить порядок учета электроэнергии по этим линиям и ее списание, оценки правильности учета и списания электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды АЭС (в случае наличия производственных нужд провести по ним аналогичную проверку), оценка сведения ежемесячного баланса электроэнергии на АЭС;

  • анализ схемы выдачи мощности с шин АЭС: состав и техническое состояние электрооборудования ОРУ (ЗРУ), щитов постоянного тока и аккумуляторных батарей, повышающих трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов, компрессорной станции для воздушных выключателей, в том числе с применением тепловизионной съемки;

  • анализ режимов работы (загрузки) электрооборудования главной схемы выдачи мощности, включая оценочный расчет потерь электроэнергии в станционных сетях и оборудовании;

  • проверка исполнения процедур верификации системы учета электроэнергии по фактическому и допустимому небалансу, а также анализа расчетов предела допустимой относительной погрешности;

  • проверка наличия эксплуатационной документации на маслонаполненное энергетическое оборудование, сведений о периодичности и количествах долитого или замененного масла, сведений о технологических операциях по поддержанию (восстановлению) эксплуатационных свойств масел на работающем (отключенном) оборудовании; проведения мероприятий по повышению срока службы масел и сокращению их расхода;


3.7. Оборудование химического цеха:

  • проверка состояния оборудования и коммуникаций основных технологических схем и вспомогательных узлов водоподготовительных установок, блочных очистных установок, очистных сооружений, узлов коррекционной обработки питательной воды парогенераторов и котловой воды ПРК;

  • анализ показателей работы водоподготовительных установок на соответствие проекту (производительность, качество очистки, расходы реагентов, воды и энергоносителей), требованиям НТД и нормируемым показателям, включая расходы на собственные нужды химцеха;

  • анализ режимов эксплуатации очистных сооружений на соот­ветствие требованиям НТД, включая расходы реагентов, электроэнергии, теп­ла, и степени повторного использования очищенных вод в цикле АЭС;

  • проверка наличия норм расхода тепла на подогрев "сырой" воды, сопоставление их с фактическими расходами. Параметры теплоносите­ля, используемого для этих целей. Наличие схем использования ухудшен­ного вакуума, использования "грязного" конденсата для нагрева "сырой" воды;

  • проверка достаточности эксплуатационной документации (инструкции, схемы, нормы качества и т.д.) и порядка ведения оперативной документации;

  • анализ дополнительных затрат тепла, топлива, электрической энергии, вызванных необходимостью дополнительной подго­товки воды (главная схема и схема подпитки теплосетей) в связи с отк­лонением от нормативных потерь пара и конденсата и в случае завышенной подпитки теплосети;


3.8. Системы вентиляции и кондиционирования энергоблоков и общестанционных сооружений:

  • проверка режимов работы приточных и вытяжных вентсистем на соответствие проектным показателям (кратность воздухообмена, напор, температура приточного воздуха). Выявление возможности применения систем рекуперации тепла вытяжного воздуха для подогрева приточного воздуха. Выявление возможности режимов переменной производительности вентиляторов с применением частотно-регулируемого привода.


3.9. Снабжение моторным топливом и котельным топливом для ПРК:

  • анализ содержания и эксплуатации схемы подачи жидкого топлива к оборудованию резервных дизельных электростанций (РДЭС) и ПРК;

  • анализ организации и метрологического обеспечения технического и коммерческого учета количества и качества жидкого топлива, инвентаризаций жидкого топлива, ведения претензионной работы с поставщиками жидкого топлива;

  • проверка состояния и эксплуатации резервуаров жидкого топлива, периодичности их поверки;

  • анализ потребления жидкого моторного топлива автотранспортом и железнодорожным транспортом АЭС за 2006 – 2010 годы.


3.10. Энергетическое обследование общестанционных объектов промплощадки АЭС.


К общестанционным объектам АЭС относятся: азотно-кислородная станция (АКС), станционная электролизная установка (СЭУ), общестанционная компрессорная станция сжатого воздуха (ОКС), газовое хозяйство, масло-дизельное хозяйство, здание объединенного вспомогательного корпуса с ХВО, с баковым хозяйством, с ремонтно-механическими мастерскими, теплым складом материалов и складом химреагентов, лабораторно-бытовой и административный корпуса, спецкорпусы (включая блоки СВО, СББ, ХЖО, ХТРО), здание столовой, караульные помещения военизированной охраны, противорадиационные укрытия, здания контрольно-пропускных пунктов, общестанционная резервная дизель-электростанция (ОРДЭС), гидросооружения, состоящие на балансе АЭС, система теплоснабжения, объединенные очистные сооружения (ООС), отдельно стоящие складские здания и сооружения.

При обследовании системы теплоснабжения промплощадки производится оценка тепловых потерь через изоляцию, фактических потерь (затрат) сетевой воды и коли­чества тепла с ней, используемой на заполнение тепловой сети после ре­монта, на проведение испытаний тепловых сетей (гидравлических, тепло­вых, температурных и др.), промывку трубопроводов тепловых сетей, на покрытие утечек в системе централизованного теплоснабжения и их соот­ветствия нормированным значениям указанных потерь теплоносителя и по­терь тепловой энергии с ними.

Энергообследование общестанционных объектов проводится в отношении потребления тепловой энергии, в том числе пара, питьевой и технической воды, электроэнергии, дизельного топлива. На всех перечисленных объектах обследуются системы отопления, системы кондиционирования воздуха, приточно-вытяжная вентиляция, системы освещения, системы водопотребления и канализования. для всех зданий и сооружений среднегодовой удельный расход электроэнергии, тепловой энергии в виде пара и горячей воды, питьевой воды, канализационных стоков на 1 м² площади здания (сооружения); Пускорезервная котельная (пиковая котельная) обследуется в соответствии с «Методическими рекомендациями и типовыми программами энергетических обследований систем коммунального энергоснабжения» Роскоммунэнерго. По итогам энергообследования общестанционных объектов должны быть определены следующие показатели энергоэффективности и энергоемкости:

  • для всех зданий и сооружений среднегодовой удельный расход электроэнергии, тепловой энергии в виде пара и горячей воды, питьевой воды, канализационных стоков на 1 м² площади здания (сооружения);

  • для АКС дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, технической воды на единицу продукции (1 нм³ азота);

  • для СЭУ дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, химически обессоленной воды на единицу продукции (1 нм³ водорода);

  • для ОКС дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, технической воды на единицу продукции (1 нм³ сжатого воздуха);

  • для ХВО дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, тепловой энергии, технической (исходной) воды и химически обессоленной воды на единицу продукции (1 м³) ХОВ;

  • для блока СВО дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, тепловой энергии, технической (охлаждающей) воды и химически обессоленной воды на единицу продукции (1 м³) переработанных трапных вод, «грязного» конденсата, борсодержащих вод;

  • для блока СББ (спецпрачечной) дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, тепловой энергии (пара и горячей воды), технической и питьевой воды на единицу продукции (1 кг) спецодежды;

  • для ПРК (пиковой котельной) норматив удельного расхода топлива (НУРТ) на отпущенную в сеть тепловую энергию в виде пара и (или) горячей воды;

  • для СГО дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, технической воды на единицу продукции (1 нм³ очищенных сдувок);

  • для ХТРО и ХЖРО дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, дизельного топлива на утилизацию и хранение жидких и твердых радиоактивных отходов (1 тонна ТРО, ЖРО);

  • для ОРДЭС дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, дизельного топлива, технической (охлаждающей) воды на единицу продукции (1 кВт*час) выработанной электроэнергии;

  • для ПРК (пиковой котельной) норматив удельного расхода топлива (НУРТ) на отпущенную в сеть тепловую энергию в виде пара и (или) горячей воды;

  • для грузового автотранспорта и железнодорожного транспорта среднегодовое потребление моторного топлива на 1 т*км перевезенных грузов, для служебного пассажирского автотранспорта (ж/д транспорта с дизельным локомотивом) – на одного перевезенного пассажира;

  • для ООС дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии, тепловой энергии (пара и горячей воды), технической на единицу продукции (1 т очищенных стоков);

  • для гидросооружений, предназначенных для охлаждения циркуляционной и технической воды дополнительно среднегодовой удельный расход электроэнергии на 1 Гкал отведенной тепловой энергии.



Приведенные выше показатели должны соответствовать проектным величинам, если таковые установлены в проектной документации. Если имеются отчетные данные по изменению этих показателей за предыдущие годы, должен быть выполнен сравнительный анализ в динамике по годам.


Этап 4. Оформление результатов энергетического обследования

4.1. Составление энергетического баланса.

4.2. Разработка мероприятий по реализации выявленного потенциала энергосбережения и фактов неэффективного использования энергоресурсов.

Проведение выборочных поверочных расчетов фактических, номинальных технико-экономических показателей, резервов экономии энергетических ресурсов за отдельные
месяцы. Выявление допускаемых искажений отчетных данных. Составление заключения по результатам анализа.

4.3. Составление отчета об энергетическом обследовании и энергетического паспорта.

4.4. Формирование Программы энергосбережения


Перечень и комплектность приемо-сдаточной документации


По завершении работ Заказчику передаются:

  • Энергетический паспорт,

  • Технический отчет (расчетно-пояснительная записка к энергетическому паспорту).

  • Программа энергосбережения с технико-экономическим обоснованием энергосберегающих мероприятий и определением сроков окупаемости.



Энергетический паспорт передается Заказчику в трех экземплярах на бумажном носителе и в электронном виде (формат PDF) на оптическом носителе.

Технический отчет и программа энергосбережения передается на бумажном носителе в одном экземпляре (оригинал) и две сканированные копии (включая титульные листы) в электронном виде (формат PDF) на оптическом носителе.


Требования к форме и содержанию энергетического паспорта


Согласно федеральному закону РФ от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты российской федерации» по результатам энергетического обследования проводившее его лицо составляет энергетический паспорт и передает его лицу, заказавшему проведение энергетического обследования. Требования к энергетическому паспорту утверждены Приказом Министерства энергетики РФ от 19 апреля 2010 г. № 182 «Об утверждении требований к энергетическому паспорту, составленному по результатам обязательного энергетического обследования, и энергетическому паспорту, составленному на основании проектной документации, и правил направления копии энергетического паспорта, составленного по результатам обязательного энергетического обследования».

В зависимости от принадлежности потребителя к той или иной отрасли экономики, особенностей и специфики производственного оборудования и технологических процессов типовые формы энергетического паспорта по рекомендациям Федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный надзор за эффективным использованием ТЭР, могут быть дополнены и утверждены в составе соответствующего нормативного документа.

Энергетический паспорт, составленный по результатам энергетического обследования, должен содержать информацию:

  • об оснащенности приборами учета используемых энергетических ресурсов и воды;

  • об объеме используемых энергетических ресурсов и об его изменении в течение четырех предшествующих лет, и за отчетный базовый (2010) год обследования;

  • о показателях энергетической эффективности;

  • о величине потерь переданных энергетических ресурсов (для организаций, осуществляющих передачу энергетических ресурсов);

  • о потенциале энергосбережения, в том числе об оценке возможной экономии энергетических ресурсов в натуральном выражении;

  • о перечне мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.

В энергетический паспорт должны быть включены следующие разделы:

1) титульный лист;

2) общие сведения об объекте энергетического обследования;

3) сведения об оснащенности приборами учета;

4) сведения об объеме используемых энергетических ресурсов за пять предыдущих лет;

5) сведения о показателях энергетической эффективности;

6) сведения о величине потерь переданных энергетических ресурсов и рекомендации по их сокращению (для организаций, осуществляющих передачу энергетических ресурсов);

7) потенциал энергосбережения и оценка возможной экономии энергетических ресурсов;

8) перечень мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности;

9) сведения о кадровом обеспечении мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. Указывается количество сотрудников организации, прошедших обучение в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности и перечень должностных лиц, ответственных за обеспечение мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.


Требования к форме и содержанию технического отчета


Согласно федеральному закону РФ от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» по соглашению между лицом, заказавшим проведение энергетического обследования, и лицом, проводящим энергетическое обследование, может предусматриваться разработка по результатам энергетического обследования отчета, содержащего перечень мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, отличных от типовых, общедоступных мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.

Отчет о проведенном энергетическом обследовании должен включать в себя:

  1. Титульный лист;

  2. Список исполнителей;

  3. Реферат;

  4. Содержание;

  5. Введение;

  6. Общая характеристика предприятия;

  7. Анализ результатов энергетического обследования;

  8. Оценка потенциала энергосбережения и повышения энергоэффективности;

  9. Энергосберегающие мероприятия;

  10. Список использованных источников;

  11. Приложения.


Список исполнителей. Информация об энергоаудиторах, выполнявших работу с указанием их фамилии, имени и отчества, номера сертификата, указание разделов, которые выполнял каждый из них и их личные подписи.

Реферат. Содержит сведения о составе отчета (количество страниц, таблиц, рисунков, ключевые слова) и краткое содержание отчета.

Введение. Основание для проведения энергетического обследования, цели и задачи энергетического обследования.

Общая характеристика предприятия. Структура предприятия. Сведения об основном и вспомогательном оборудовании (паспортные характеристики оборудования, режимы его работы, графики нагрузок и т.д.). Сведения о системах энергоснабжения и энергопотребления (схемы энергоснабжения, приборы контроля и учета, договора с энергоснабжающими организациями и т.д.). Сведения о зданиях и сооружениях (их размещение, назначение, объем, площади помещений и т.д.). Сведения об объемах потребления энергоносителей по годам, тарифам и объемах платежей. Сведения о системах учета энергоносителей.

Анализ результатов энергетического обследования. Приводятся результаты документального и инструментального обследования предприятия. Анализ динамики потребления энергоносителей и финансовых затрат. Анализ договоров с энергоснабжающими организациями и договоров с потребителями (субабонентами). Анализ энергетического баланса предприятия. Анализ удельных затрат энергии на выпуск единицы продукции. Анализ нормативных и фактических показателей энергоэффективности.

Оценка потенциала энергосбережения и повышения энергоэффективности. Проводится сравнение фактических показателей энергоэффективности с показателями аналогичных предприятий, идеальных процессов, экспертных оценок, с результатами физического моделирования процессов и показателями, приведенными в действующих нормативных документах.

Энергосберегающие мероприятия. Приводится перечень энергосберегающих мероприятий, расположенных по категориям малозатратные, среднезатратные и высокозатратные. Для каждого мероприятия определяется экономический эффект и срок окупаемости.


^ 4.4. Основные требования по использованию нормативно-технической документации.


При выполнении работ по энергетическому обследованию и обработке его результатов Исполнитель руководствуется следующей нормативно-технической документацией:

4.4.1 Методические указания по испытаниям тепловой изоляции оборудования и трубопроводов ТЭС. МУ 34-70-184-87 «Союзтехэнерго», 1998г.

4.4.2 Методические указания по испытанию питательных электронасосов и турбонасосов. ПО «Союзтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.3 Методические указания по испытаниям деаэраторов повышенного давления ПО «Союзтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.4 Методические указания по испытаниям вакуумных деаэраторов ПО «Союзтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.5 Методические указания по испытаниям подогревателей высокого давления ПО «Союзтехэнерго»; разраб. ПО «Донтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.6 Методические указания по испытаниям поверхностных подогревателей низкого МУ 34-70-011-82 давления ПО «Союзтехэнерго» разраб. ПО «Донтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.7 Методические указания по испытаниям конденсатных насосов в схеме паротурбинных электростанций МУ 34-70-011-82: ПО «Союзтехэнерго»; разраб. ПО «Союзтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.8 Методические указания по испытаниям циркуляционных насосов и систем циркуляционного водоснабжения паротурбинных установок электростанций МУ 34-70-011-82: ПО «Союзтехэнерго»; разраб. ПО «Союзтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.9 Методические указания по испытаниям сетевых насосов ПО «Союзтехэнерго»; разраб. ПО «Сибтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.10 Методические указания по испытанию сетевых подогревателей МУ 34-70-01-82. ПО ПО «Союзтехэнерго»; разраб. ПО «Сибтехэнерго»-М.: СПО Союзтехэнерго, 1982г.

4.4.11 Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95 (М.: СПО ОРГРЭС, 1995). Изменение №1 РД 34.08.552-95, утв. Минтопэнерго РФ 15.05.98г.

4.4.12 Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций. РД 34.09.155-93 (М.: СПО ОРГРЭС,1991). Изменение №1 РД 34.09.155-93, утв. Минтопэнерго РФ 21.07.99г.

4.4.13 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94 (М.: СПО ОРГРЭС,1995). Изменение №1 РД 34.09.101-94, утв. Главгосэнергонадзором России 22.09.98г.

4.4.14 Методические указания по расчету поправок к расходу тепла турбоагрегатами. М.: СПО Союзтехэнерго, 1981г.

4.4.15 Методические указания по нормированию расходов тепла на отопление и вентиляцию производственных зданий тепловых электростанций РД 34-70-079-84 (М.: СПО ОРГРЭС, 1985). Изменение №1 РД 34-70-079-84, утв. Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 02.07.99г.

4.4.16 Методика расчета расхода тепла на технологические нужды водоподготовительных установок. РД 153-34.1-37.530-98, М.: СПО ОРГРЭС, 1999г.

4.4.17 Методические указания по эксплуатационному контролю за состоянием сетевых подогревателей. МУ 34-70-104-85 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988). Изменение №1 МУ 34-70-104-85, утв. Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 02.07.99г.

4.4.18 Методические указания по испытанию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов ТЭС. МУ 54-70-184-87 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985). Изменение №1 МУ 54-70-184-87, утв. Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 02.07.99г.

4.4.19 Методические указания по определению ограничений установленной мощности тепловых электростанций. МУ 34-70-084-84 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984г.). Изменения №1 МУ 34-70-084-84. Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 02.07.99 г.

4.4.20 Методика выполнения измерений с использованием сужающих устройств. МИ 2204-92.

4.4.21 Правила монтажа расходомерных устройств (Госстандарт Д-50-213).

4.4.22 Методика оценки технического состояния паротурбинных установок до и после ремонта и в период между ремонтами. РД 34.20.581-94

4.4.23 Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта, РД-34.26.617-97.

4.4.24 ПТЭ электростанций и сетей РФ.

4.4.25 Правила устройства электроустановок.

4.4.26 Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. М.:МЭИ.1995 г.

4.4.27 Информационное письмо РАО «О коммерческом учете тепловой энергии» ИП-01 (02)-97

4.4.28 Правила проведения энергетических обследований. Утверждено Минтопэнерго 25.03.1988г.

4.4.29 Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций СТО 1.1.1.01.0678-2007.

4.4.30 РД 153-34.1-09.163-00. «Типовая программа проведения энергетических обследований тепловых электрических станций и районных котельных акционерных обществ энергетики и электрификации России». - М.: СПО ОРГРЭС,2000 г.

4.4.31 РД 34.0.501-95. «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (15-е издание с изменениями)». – М.:СПО ОРГРЭС, 2002 г.

4.4.32 РД 34.03.201-97. «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей». – М.: НЦ ЭНАС, 2001 г.

4.4.33 РД-34.37.526-94. «Методические указания по применению ионитов на водоподготовительных установках тепловых электростанций ». – М.: Ротапринт ВТИ, 1994 г.

4.4.34 РД-34.37.506-88. «Методические указания по водоподготовке и водно-химическому режиму водогрейного оборудования и тепловых сетей». – М.: Ротапринт ВТИ, 1988 г.

4.4.35 Типовой технологический регламент «Блочная обессоливающая установка АЭС с ВВЭР-1000». – М.: ВНИИАЭС, 1991 г.

4.4.36 СТП ЭО 0003-99 Стандарт предприятия. «Водно-химический режим второго контура атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения». – М.:ВНИИАЭС, 1999 г.

4.4.37 «Методические указания по проведению энергетического обследования водно-химического хозяйства ТЭС». – М.: ОРГРЭС, 2001 г.

4.4.38 РД 34.37306-87. «Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций; определению качества и химического состава отложений». – М.: Ротапринт ВТИ, 1987 г.

4.4.39 РД 153-34.1-37.530-98. «Методика расчета расхода топлива на технологические нужны водоподготовительных установок». – М.:СПО ОРГРЭС, 1999 г.

4.4.40 РД 153-34.1-37.311-98. «Методика испытаний оборудования водоподготовительных установок». М.: СПО ОРГРЭС, 1998 г.

4.4.41 РД 153-34.1-09.456-00. «Методика расчета себестоимости воды, вырабатываемой на водоподготовительных установках ТЭС». – М.: СПО ОРГРЭС, 2000 г.

Скачать 274.81 Kb.
Поиск по сайту:



База данных защищена авторским правом ©dogend.ru 2019
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Уроки, справочники, рефераты