ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И РАЙОННЫХ КОТЕЛЬНЫХАКЦИОНЕРНЫХ ОБЩЕСТВ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ РОССИИ

РД153-34.0-09.163-00

Москва 2000

Разработано Открытым акционернымобществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатацииэлектростанций и сетей ОРГРЭС"

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

Согласовано сДепартаментом государственного энергетического надзора и энергосбереженияМинистерства топлива и энергетики Российской Федерации 22.04.2000

Начальник Б.П.ВАРНАВСКИЙ

Утверждено Департаментомстратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС РОССИИ"04.05.2000

Начальник Ю.Н.КУЧЕРОВ

Типовая программа регламентирует состав работ, выполняемыхпри проведении энергообследований стационарных паротурбинных тепловыхэлектростанций и районных котельных, устанавливает перечень показателейэнергоэффективности и методы их расчета, определяет требования к составудокументов, отражающих результаты энергообследований (отчет,топливно-энергетический баланс, энергетический паспорт, рекомендации поповышению эффективности использования топливно-энергетических ресурсов).

Типовая программа обязательна для использованияорганизациями, выполняющими энергообследования, акционерными обществамиэнергетики и электрификации (АО-энерго) Российской Федерации, входящими в ихсостав тепловыми электростанциями (ТЭС) и районными котельными (РК), а такжеследующими подразделениями РАО "ЕЭС России":

представительствами по управлению акционерными обществами

дочерними АО-энерго;

ТЭС - акционерными обществами;

ТЭС - филиалами.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Вводится в действие с 01.06.2000

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

1.2. Сроки и периодичность проведения энергообследованийустановлены "Правилами проведения энергетических обследованийорганизаций" (утв. Минтопэнерго России 25.03.98) и "Положением попроведению энергетических обследований организаций системы РАО "ЕЭСРоссии".

1.3. Энергообследования конкретной ТЭС или РК проводятся порабочим программам, составляемым на основе настоящей Типовой программы. Рабочиепрограммы разрабатываются организациями, проводящими обследования, с учетомособенностей установленного оборудования и технологических схем конкретной ТЭСили РК.

1.4. В рабочей программе должны быть указаныинструментальное обеспечение каждого этапа программы, методики измерений ирасчетов.

1.5. Инструментальное обследование оборудования должнопроводиться в основном с использованием штатных приборов, прошедшихпредварительную тарировку с помощью калибраторов. В случае установлениянедостоверности показания конкретного штатного прибора (организацией,проводящей энергообследование) должны быть использованы приборы более высокогокласса точности.

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

для ТЭС и РК, входящих в состав АО-энерго, - главныминженером АО-энерго;

для ТЭС - акционерных обществ, ТЭС - филиалов - главныминженером представительства РАО "ЕЭС России" по управлениюакционерными обществами.

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

1.7. При разработке рабочих программ и проведенииэнергообследований (за исключением предпускового) в обязательном порядке вцелях сокращения времени и затрат должны использоваться:

результаты проведенныхранее на данной ТЭС и РК режимно-наладочных и балансовых испытаний основного ивспомогательного энергетического оборудования, других работ, связанных сповышением эффективности энергетического производства;

данные ежемесячной отраслевой технической отчетности отепловой экономичности оборудования за последний календарный год.предшествующий обследованию;

действующая в отраслисистема нормирования и анализа показателей топливоиспользования, ееметодическое и информационное обеспечение.

1.8. Перечень нормативно-технических документов (НТД), рекомендуемыхк использованию при проведении энергообследований ТЭС и РК, приведен в приложении1 .

2.ПОКАЗАТЕЛИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС И РК. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИЭНЕРГООБСЛЕДОВАНИЯХ

2.1.Предпусковое (предэксплуатационное) обследование

2.1.1. При проведении предпускового (предэксплуатационного)обследования оборудования ТЭС и РК оценка эффективности использованияэнергетических ресурсов производится путем сопоставления результатовгарантийных испытаний и паспортных данных заводов-изготовителей оборудования последующим показателям:

удельному расходу тепла на выработку электроэнергии - потурбоагрегатам;

КПД брутто - по котлам;

потребляемой мощности - по механизмам электрическихсобственных нужд.

2.1.2. Электрическая и тепловые нагрузки регулируемыхотборов турбин, расход и температура охлаждающей воды на входе в конденсатор,другие показатели при проведении испытаний должны быть максимальноприближенными к параметрам, оговоренным в гарантийных данных.

Аналогичные требования должны быть соблюденыпо тепловой нагрузке котлов, структуре сжигаемого топлива и его качественнымхарактеристикам, температурам питательной воды на входе в экономайзер,температурам холодного воздуха и воздуха перед воздухоподогревателем.

2.2. Первичное, периодическое (повторное),

внеочередное,локальное обследование,

экспресс-обследование

2.2.1. Для оценки эффективностииспользования топлива и энергии при проведении первичного, периодического(повторного), внеочередного обследования, локального экспресс-обследованияприменяются показатели удельных потерь энергоэффективности при отпускеэлектроэнергии [т/(кВт*ч)] и тепла [кг/Гкал]:

Для ТЭС

ДляРК

Где  - величинывозможного снижения расхода условного топлива в годовом разрезе, т,соответственно за счет:

- повышения уровня эксплуатации и ремонта оборудования;

- увеличения выработки электроэнергии по теплофикационному циклу;

- оптимизации распределения электрической и тепловой нагрузок междуагрегатами;

- совершенствования тепловой схемы;

- реконструкции и модернизации элементов технологического цикла;

- совершенствования технического учета и отчетности, энергетическогоанализа, усиления претензионной работы с поставщиками топлива;

  и   - отпускэлектроэнергии и отпуск тепла, тыс. кВт*ч и Гкал;

  - коэффициентотнесения затрат топлива энергетическими котлами на производствоэлектроэнергии.

Величины   и   характеризуютвыявленный при обследовании топливный эквивалент потенциала энергосбережения ( ) в пересчете на условное топливо, т:

Для ТЭС

Для РК

2.2.2. Показатели   и   рассчитываются наоснове отчетных данных за последний календарный год.

2.2.3. Значение   в пересчете наусловное топливо (т) соответствует превышению фактических удельных расходов топливана отпускаемую электрическую   [г/(кВт*ч)] итепловую энергию   (кг/Гкал) над ихноминальными значениями   [г/(кВт*ч)] и   (кг/Гкал):

Номинальные удельные расходы топлива отражаютминимальный уровень затрат энергоресурсов для конкретной ТЭС или РК на отпускэнергии потребителям при отсутствии упущений в эксплуатационном обслуживании иремонте оборудования и при фактических за отчетный период:

составе работающих турбин и котлов;

тепловых и электрических нагрузках турбин и режимах ихработы;

значениях внешних факторов, не зависящих от деятельностиэксплуатационного и ремонтного персонала (структура и качество сожженноготоплива, температура воды в источнике теплоснабжения и наружного воздуха ит.д.).

Номинальные удельные расходы топлива определяются поэнергетическим характеристикам (ЭХ) оборудования и макетам (алгоритмам),входящим в состав утвержденной в установленном порядке нормативно-техническойдокументации по топливо использованию (НТД ТИ) конкретной ТЭС или РК.

Энергетические характеристики оборудования представляютсобой комплекс зависимостей исходно-номинальных значений показателей его работыот нагрузки и включают в себя систему поправок к отдельным показателям наизменение внешних факторов, отклонение фактических значений параметров ипоказателей от номинальных, что обеспечивает их привязку к фактически имевшим вотчетном периоде место режимам и условиям эксплуатации, а также позволяетоценить допущенные перерасходы энергоресурсов при отклонении показателейагрегатов от нормативных характеристик.

Макеты регламентируют для конкретной ТЭС или РК порядок расчетапо истечении отчетного месяца номинальных показателей турбин и котлов,номинальных значений удельных расходов топлива, определяют источники первичнойинформации и содержат расчетные формулы.

Нормативно-техническая документация по топливо использованиюв соответствии с действующим в отрасли порядком должна быть разработана по всемТЭС мощностью 10 МВт и выше и РК теплопроизводительностью 50 Гкал/ч и более.

При разработке НТД ТИ определяется среднегодовое значениерезерва тепловой экономичности по производству электроэнергии и отпуску тепла,и разрабатываются конкретные адресные мероприятия по их реализации, какправило, в полном объеме в течении срока действия документации.

Составляющие потерь энергоэффективности ( ) рассчитываются на основе оценки влияния на эффективность топливоиспользования отклонений следующих фактических показателей агрегатов отпоказателей ЭХ:

удельного расхода тепла брутто на турбину (турбиннуюустановку) на выработку электроэнергии;

параметров свежего пара и пара после промперегрева;

температуры питательной воды по ступеням системырегенеративного подогрева;

вакуума в конденсаторе основной или приводной турбины;

давления пара в контрольных ступенях турбины;

КПД брутто котла (котельной установки);

коэффициента избытка воздуха (содержания кислорода) врежимном сечении;

присосов воздуха в топочную камеру, конвективную шахту,газоходы котлов;

температуры уходящих газов за последней поверхностью нагреваконвективной шахты (дымососом);

содержания горючих веществ в шлаке и уносе;

затрат электроэнергии на механизмы собственных нужд:

- циркуляционные, конденсатные насосы турбин;

- питательные насосы котлов;

- дутьевые вентиляторы, дымососы;

- системы пылеприготовления;

затрат тепла на собственные нужды:

- мазутное хозяйство (слив, хранение, подогрев перед сжиганием);

- размораживающее устройство;

- калориферную установку;

- водоподготовителъную установку;

- отопление и вентиляцию производственных зданий и сооружений.

Значения   характеризуютнаправления реализации резервов повышения энергоэффективности ТЭС или РК.

Величины   и их составляющие ( ) находят отражение в ежемесячной отчетности ТЭС по форме № 3- тэк (энерго) (макет 15506-1 для ТЭС с оборудованием на давление свежего пара130 кгс/см ² и выше, макет 15506-2 для остальных ТЭС) и РК по форме№ 1 - рк (макет 15506-3). Типовая форма, заполняемая при анализе данныхпоказателей, приведена в приложении2 .

При отсутствии на ТЭС или РК утвержденной НТД ТИ допускаетсяиспользование данных режимных карт, проектных данных, результатов экспрессиспытаний.

2.2.4. По данному пункту рассматриваются мероприятия повозможному замещению конденсационной выработки электроэнергии теплофикационной.

Величины   рассчитываются поформулам:

где   - увеличение отпускатепла из i -го отбора турбоагрегатаот внедрения мероприятий, рекомендованных энергоаудитором, Гкал;

  - коэффициентценности тепла i -го отборатурбоагрегата;

  и   - коэффициенттеплового потока и КПД нетто котельной установки. Принимаются поэксплуатационным данным, %;

где   - снижение расходатепла на выработку электроэнергии от внедрения мероприятий по оптимизациираспределения электрических и тепловых нагрузок между турбоагрегатами(совершенствование тепловой схемы). рекомендованных энергоаудитором, Гкал.

Значение   от оптимизациираспределения нагрузок рассчитывается по ЭХ турбин как разность между расходамитепла на выработку электроэнергии при фактических и оптимальных энергетическихнагрузках.

2.2.5. Значение   принимается попроекту реконструкции агрегата (узла).

2.2.6. Эффект от внедрения рекомендаций по совершенствованиютехнического учета ( ) принимается по экспертной оценке. Если рекомендациикасаются улучшения претензионной работы с поставщиками топлива, то   численно равняетсязначению его недогруза.

3.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО ПОТЕНЦИАЛА

Энергосберегающий потенциал определяется по следующимнаправлениям.

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

По данному разделу Типовой программы рассматриваются следующиевопросы:

3.1.1. Состав основного ивспомогательного оборудования. Собранные сведения заносятся в табл.1.

Таблица 1

3.1.2. Условия топливоснабжения, схемы техническоговодоснабжения. режимы работы турбоагрегатов и котлов:

какой вид топлива является проектным;

на сжигание какого вида топлива рассчитано установленноекотельное оборудование и оборудование топливоподачи;

проводилась ли реконструкция оборудования, если проектныйвид топлива не соответствует фактическому;

проводились ли режимно-наладочные испытания на непроектномвиде топлива. Проанализировать их результаты и выполнение рекомендованныхмероприятий;

в случае сжигания нескольких видов непроектного топливаодновременно проанализировать, что сделано для совместного сжигания этих топлив(испытания, реконструкция, режимные карты и т.д.);

выяснить причины сжигания непроектных видов топлива и еговлияние на экономичность работы ТЭС;

если проектным видом являлось твердое топливо, а фактическисжигается газ или мазут, дать оценку технической возможности перевода ТЭС насжигание проектного топлива;

применяемая система циркуляционного водоснабжения;эффективность работы охлаждающих устройств (градирен, брызгальных бассейнов,прудов-охладителей);

характерные суточные графики электрических нагрузок зимнегои летнего периодов для рабочего и праздничного дней;

возможные варианты работы турбоагрегатов по схемам подогревасетевой воды: одно-, двух- и трехступенчатый подогрев.

3.1.3. Особенноститепловой схемы в части:

отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды;

наличия перетоков теплоносителей между отдельнымитурбоагрегатами и группами оборудования, их влияние на тепловую экономичностьтурбинной установки в целом.

3.1.4. Схемы питания механизмов электрических собственныхнужд.

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

Таблица 2

На основе данных табл. 2 делаются выводы обиспользовании установленной мощности, уровне эффективности энергопроизводства,причинах изменения удельных расходов топлива, в том числе за счетэксплуатационного обслуживания и ремонта оборудования.

3.2. Оценка состояния технического учета

иотчетности, нормирования и анализа

показателейтопливоиспользования

Для оценкисостояния технического учета и отчетности, нормирования и анализа показателейтопливоиспользования проводится следующее:

3.2.1. Проверка соответствия парка приборов измерениярасходов, давлений и температур «Методическим указаниям по объему технологическихизмерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловыхэлектростанциях»: РД34.35.101-88 (М: СПО Союзтехэнерго, 1990).

3.2.2. Оценка расхождений:

между расходами питательной воды за ПВД турбоагрегатов иперед котлами;

свежего пара за котлами, на турбоагрегаты иредукционно-охладительные установки;

пара, поступившего в общестанционные коллекторы ихпроизводственных отборов турбин, РОУ и отпущенного внешним потребителям и насобственные нужды.

3.2.3. Анализ методики определения тепловых нагрузок отборовтурбин.

3.2.4. Оценка составляющих затрат тепла и электроэнергии,относимых на собственные, производственные и хозяйственные нужды. Анализметодов определения их значений.

3.2.5. Определение расхождений значений КПД брутто котлов,рассчитанных по прямому и обратному балансу.

3.2.6. Проверка правильности сведения тепловых иэлектрических балансов по отдельным группам оборудования и электростанции вцелом.

3.2.7. Учет перетоков тепла и пара между группамиоборудования ТЭС.

3.2.8. Анализ соответствия НТД ТИ:

действующим в отрасли методическим и руководящим указаниямпо ее разработке, согласованию и утверждению;

состоянию, составу и режимам работы оборудования.

3.2.9. Оценка состояния и организации работ по расчету,анализу показателей топливоиспользования. выявлению перерасходовтопливно-энергетических ресурсов и своевременному их устранению. Внедрениесредств автоматизации расчетов: компьютерных программ, устройств обработкидиаграмм регистрирующих приборов; автоматизация коммерческого учета отпускаэнергии, расхода газа, затрат электроэнергии на собственные нужды.

3.2.10. Проведение выборочных проверочных расчетовфактических, номинальных технико-экономических показателей, резервов экономиитоплива на ТЭС или РК в объеме формы №3 - тэк (энерго) и 1 - рк за отдельныемесяцы. Выявление допускаемых искажений отчетных данных.

3.2.11. Анализ порядка определения количества и качествапоступающего топлива при оперативном учете, проверка наличия необходимыхповеренных средств измерения для приемки топлива по количеству и качеству.

В зависимости от вида сжигаемого топлива на ТЭС или РКрассматриваются следующие вопросы:

УГОЛЬ

способ и скорость проведения взвешивания (соответствует лиэто инструкции, требуется ли расцепка вагонов); способ проведения взвешиванияпорожних вагонов (взвешиваются или масса берется по трафарету);

порядок учета норм (объемов) естественной убыли приперевозках;

порядок учета погрешностей измерений;

анализ договора на поставку топлива по следующим критериям:

- способ определения массы топлива (по маршруту, по группевагонов, по каждому вагону; учитывается ли "сухое топливо");

- способ учета фактической влажности по сравнению сусловной;

анализ уровня технического обслуживания КИП, участвующих вучете топлива; госповерка весов; проверка наличия подготовленного персонала,методик, инструкций;

анализ организации контроля за поставками угля по марке,зольности, влажности, сернистости и другим показателям;

проверка в договорах фактического проведения контроля топливапо всем показателям качества;

изучение порядка отбора проб:

- из вагона,

- из потока;

проверка методик и фактические проверки определенияосновного показателя угля - зольности;

МАЗУТ

определение количества поступающего мазута (обмер или взвешивание);

определение плотности мазута;

порядок учета предельной относительной погрешности приизмерении объемно-массовым методом;

отбор проб мазута для определения в нем балласта (воды, серыи т.п.);

взвешивание порожних цистерн (если масса принимается потрафарету, то при обнаружении битумных остатков проводится ли взвешивание);

организация контроля за качественной выгрузкой топлива, учетестественной убыли топлива и ее списание;

организация отбора проб из цистерны для определениякачественных характеристик; фиксация результатов проб химическим цехом и иханализ;

ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО

соответствие монтажа расходомерных устройств и ихэксплуатация правилам Госстандарта России; проверка выполнения требований этихправил в части установки сужающих устройств для измерения расхода газа (должныустанавливаться после фильтров очистки газа до регулирующего клапана (РК) навводном газопроводе каждого ГРП);

проверка значения погрешности дифманометров-расходомеров(должно быть не выше 1%); проверить наличие утвержденного вышестоящейорганизацией порядка организации контроля качества газообразного топлива;

анализ порядка списания естественных потерь топлива.

3.2.12. Анализ организации на ТЭС претензионной работы поколичеству и качеству поступившего топлива.

3.2.13. Анализ учета израсходованного топлива:

контроль способа осуществления учета топлива, используемогона хозяйственные и другие нужды, а также отпускаемого на сторону;

проверка списания топлива на опробование оборудования привводе его в эксплуатацию после монтажа и во время проведения средних икапитальных ремонтов;

проверка списания примесей и отходов;

определение количества и качества различных видов топлива,израсходованного за месяц на технологические нужды; проверка наличия конвеерныхвесов погрешностью не выше 1%; уровнемеров в резервуарах мазута с погрешностьюне более 0,5 см (измерение по месту) и 1,5 см (при дистанционном измерении);

инвентаризация остатков твердого и жидкого топлива:

- документальная 1 раз в месяц;

- инструментальная 1 раз в3 мес.;

- в период, когда на складах находится наименьшее количествотоплива (контрольная инвентаризация);

- после стихийных бедствий;

анализ порядка списаниянедостачи топлива (в случае ее выявления) по результатам документальной иинструментальной инвентаризации топлива.

3.3. Анализ состояния оборудования,

эффективностиработы элементов технологической схемы

При проведении предпусковогообследования вновь вводимого оборудования оценка эффективности его работы(элементов технологической схемы) осуществляется по результатам гарантийныхиспытаний.

При других видах обследований для этой цели производитсясопоставление фактических и номинальных рассчитанных по ЭХ показателейоборудования, выполняется анализ резервов экономии топлива, результаты которогопредставляются по форме приложения 2.

Выявление потенциала энергосбережения, оценка эффективностиработы элементов технологической схемы, проверка организации эксплуатации икачества ремонта агрегатов производятся в первую очередь по тем показателям, покоторым допущены перерасходы топлива по сравнению с ЭХ.

Рекомендуемый состав работ приводится в разд. 3.3.1 - 3.3.6 .

3.3.1.Котельное оборудование.

3.3.1.1. Проверка наличия режимных карт, их своевременногообновления и соответствия нормативным характеристикам. Контроль по каждомукотлу ведения режимов в соответствии с режимными картами.

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

3.3.1.3. Контроль за присосами воздуха в топочную камеру игазоходы.

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

3.3.1.5. Оценка работоспособности систем авторегулирования впусковых 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 ихсоответствия требованиям правил Госстандарта России (топливо, пар, горячая водаи др.).

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

3.3.1.10. Оценка технического состояния узлов и элементовкаждого котла:

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

калориферов для подогрева воздуха, поступающего в ВЗПпаровых котлов;

вспомогательных механизмов котлов: дымососов, дутьевыхвентиляторов, мельниц и т.д. (анализ характеристик их работы, загрузки всоответствии с характеристиками, проверка использования вторых скоростей длядымососов и вентиляторов);

пароперегревателя (количество отглушенных пакетов, наличиешлака, технические показатели);

экономайзера (технические показатели, целостность);

воздухонагреватели (чистота трубок, технико-экономическиепоказатели работы); топки (состояние холодной воды и примыканий пылеугольныхшахт, наличие открытых лючков-гляделок и люков, зашлакованность. режим горенияфакела и т.д.);

схем обдувки поверхностей нагрева; организация заборавоздуха 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 каждомкотле (горения, впрыска, продувки и т.д.); оценка расходов пара на впрыск ипродувку, сопоставление их с нормативными значениями.

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

3.3.1.14. Выполнение инструментального обследования котлов сцелью оценки их фактического состояния, сооружений, зданий, схем котельногоцеха. При обследовании обратить внимание на:

фактические присосы;

избытки воздуха в топке при сжигании различных видов топлива;

значение CO в уходящих дымовых газах;

температуру уходящих газов;

температуру питательной воды на входе в барабан;

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

значение продувки котла;

состояние внутренних поверхностей нагрева (объем отложенийпо результатам анализа контрольных вырезок), выдерживание параметров работыкотла по всем потокам.

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

3.3.1.16. Анализ проведения очисток котлов от внутреннихотложений: обоснованности очисток, расхода топлива и электроэнергии на очисткукотлов в сравнении с нормативным (сравнение по чистоте очисток и расходам,включая также расход на водоподготовку на нужды очисток, на обезвреживаниеоткаточных растворов).

3.3.1.17. Анализ консервации котлов: обоснованноститехнологии, фактических затрат топлива и электроэнергии на консервацию ирасконсервацию, на обезвреживание растворов-консервантов.

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

3.3.1.19. Сопоставление фактических показателей работыкотлов и результатов их инструментального обследования с их нормативнымизначениями и на основе анализа состояния узлов и элементов котлов определениеконкретных 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 неполнотойсгорания;

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, обдувкуповерхностей нагрева, потери с продувкой, водоподготовительную установку).

3.3.1.20. Дополнительный анализ по пиковым водогрейнымкотлам:

полноты исполнения проектных схем;

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

состояния горелок, форсунок, их тарировки, фактическойработы, режима сжигания мазута и газа (температуры, давления, коэффициентаизбытка воздуха, качества распила мазута и т.д.);

наличия подогрева воздуха перед топкой котла;

потерь тепла на обогрев неработающих котлов горячим воздухоми за счет поддержания необходимой циркуляции сетевой воды через неработающийкотел.

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

3.3.2.Турбинное оборудование

3.3.2.1. Анализ выдерживания основных параметров по турбинам(свежего пара, пара промперегрева, пара отборов, питательной воды, вакуума ит.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 разработаннымихарактеристиками для различных нагрузок и метеорологических условий.

3.3.2.4. Анализ работы деаэраторных установок: использованиетепла выпара деаэраторов, обоснованности объема выпара, эффективности деаэрациипо удалению кислорода, свободной и связанной углекислоты по результатамхимического анализа.

3.3.2.5. Оценка эффективности работы подогревателей высокогодавления: сравнение температуры питательной воды за последним по ходу воды ПВДи за группой ПВД для определения плотности впускного клапана, отсутствиепотоков помимо ПВД (при включенном ПВД); проверка схемы отсосанеконденсирующихся газов из ПВД; проверка работы авторегуляторов уровня.

3.3.2.6. Проверка соблюдения периодичности проведениярежимно-наладочных испытаний турбины и выполнения мероприятий по ихрезультатам.

3.3.2.7. Организация инструментального обследованияоборудования и трубопроводов турбинного цеха с целью определения тепловойэкономичности турбин, регенеративных подогревателей и состояния тепловойизоляции.

3.3.2.8. Оценка состояния конденсаторов:

проверка состояния поверхности теплообмена (определениекоэффициента чистоты трубной системы, снижение мощности и перерасхода топлива,связанного с ухудшением вакуума);

определение количества поврежденных и заглушенных трубокконденсатора;

сопоставление фактических и нормативных присосовциркулирующей воды в конденсатор по результатам химических анализов,перерасхода химических реагентов на БОУ, связанного с ухудшением качестваосновного конденсата;

оценка объемов присосов воздуха и проведение контролявоздушной плотности вакуумной системы;

оценка работы авторегулятора уровня в конденсаторе;

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

проверка технического состояния циркуляционных насосов;

сравнение фактического и номинального расходов циркулирующейводы через конденсатор;

оценка обоснованности значения продувки аванкамер градирен.

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

расчетной тепловой производительности и соответствующих ейпараметров пара и сетевой воды:

температурного напора в ПСВ;

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

расчетного расхода сетевой воды и потерь напора;

работы схемы отсосов из ПСВ;

работы регулирующего клапана уровня в ПСВ. отсутствия затоплениячасти трубной системы;

гидравлической плотности ПСВ по качеству конденсата греющегопара, потерь конденсата при аварийном сливе:

соотношения работающих и заглушенных трубок ПСВ.

3.3.2.10. Анализ указанных в распорядительных документах иинструкциях данных по давлению сетевой воды в прямом и обратном трубопроводах всоответствии с пьезометрическим графиком города и с учетом его по зонам, оценкафактической подпитки тепловых сетей в сравнении с нормативной и потерь тепла всвязи с увеличенной подпиткой, проверка общего состояния теплосетевогооборудования (изоляции подогревателей и трубопроводов, изоляции насосов иарматуры, обводной арматуры в части пропусков помимо подогревателей).

3.3.2.11. Проверка соответствия фактического и расчетногорасходов сетевой воды на собственные нужды и в тепловую сеть с целью выявленияпричин несоответствия располагаемой мощности ТЭС подключенной тепловойнагрузке.

3.3.2.12. Анализ потерь напора на преодолениегидравлического сопротивления по тракту сетевой воды (сетевые подогреватели,водогрейные котлы, арматура и т.п.) для выявления потерь напора сверхобусловленных технологическим процессом с целью установления необоснованныхзатрат электроэнергии на привод сетевых насосов.

3.3.2.13. Сопоставление фактических показателей работытурбин и результатов их инструментального обследования с нормативнымизначениями и на основе анализа состояния узлов и элементов определенияконкретных причин отклонения показателей от нормативных характеристик ирезервов 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 (циркуляционныеи конденсатные насосы); затратам электроэнергии на пуски;

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

3.3.3.Оборудование электрического цеха

3.3.3.1. Проверка эффективности работы оборудования исистем, находящихся в ведении электрического цеха: резервных трансформаторовсобственных нужд (нормально включены или отключены), освещения во всехпомещениях, устройства вентиляции и электрического отопления помещений, режимовработы генераторов и охлаждающих сред, систем утилизации тепла охлаждающихагентов и т.д.

Требования к оптимальности загрузки электротехническогооборудования должны быть увязаны с надежностью его работы.

3.3.3.2. Анализ схем питания собственных нужд ТЭС и потребительскихКРУ с целью:

проверки выполнения требований о недопустимости подключенияк шинам собственных нужд сторонних потребителей (при выявлении фактовподключения проверка порядка учета электроэнергии по этим линиям и еесписания);

оценки правильности учета и списания электроэнергии насобственные и хозяйственные нужды ТЭС (в случае наличия производственных нуждпровести по ним аналогичную проверку), оценки сведения ежемесячного балансаэлектроэнергии на ТЭС.

3.3.3.3. Проверка состояния схем и средств учетаэлектроэнергии с целью:

выявления соответствия класса точности расчетных счетчиковпредъявляемым требованиям;

проверки отсутствия паек в электропроводам и счетчикамрасчетного учета;

наличия на счетчиках двух пломб:

  - на винте,крепящем кожух счетчика, - пломбы госповерителя;

  - на зажимнойкрышке - пломбы энергоснабжающей организации;

выявление соответствия класса точности счетчиков реактивнойэнергии предъявляемым требованиям (на одну ступень ниже класса точностиактивного счетчика);

выявление в схемах учета электроэнергии других включенныхприборов и устройств, влияющих на точность учета или на приборы учета,включенных в схемы РЗА и т.п.;

оценки загрузки вторичных обмоток измерительныхтрансформаторов с определением (инструментально) значений токов ТТ за однисутки (в будни);

численной оценки средних потерь (без учета кратковременныхэкстремальных нагрузок) в цепях напряжения расчетных счетчиков техническогоучета;

проверки наличия утвержденной руководителем схемы размещенияприборов расчетного и технического учета электрической энергии, соответствующейполному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом;контроля периодичности и объемов проверки расчетных счетчиков, их калибровки всоответствии с местной инструкцией.

3.3.3.4. Проверка расчета и учета потерь электроэнергии вглавных трансформаторах электростанции.

3.3.3.5. Контроль исполнения анализа достоверности учетаэлектроэнергии по фактическому и допустимому небалансу, а также анализарасчетов предела допустимой относительной погрешности,

3.3.3.6. Проверкапомещений и температурного режима в тех из них, где установлены приборы учета(не ниже 0° и не выше 40°С).

3.3.3.7. Проверка на ТЭС с поперечными связями наличиясчетчиков технического учета на стороне генераторного напряжения повышающихтрансформаторов (для контроля правильности показаний рабочих генераторныхсчетчиков).

3.3.3.8. Проверка соответствия класса точноститрансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков (неболее 0,5). При первичном обследовании ТЭС проверка реальной погрешности ТТ длякоммерческого учета на всех присоединениях.

3.3.3.9. Проверка уровня загрузки для определенияоптимальности режима работы трансформаторов ТЭС (главных, резервных,трансформаторов собственных нужд) и генераторов для определения возможныхпотерь при отклонении загрузки оборудования от оптимальной. Требования коптимальности загрузки оборудования не должны влиять на надежность работыэлектротехнического оборудования.

3.3.3.10. Проверка режимов эксплуатации электролизнойустановки на соответствие требованиям НТД: расходов реагентов, воды, тепла иэлектроэнергии на собственные нужды.

3.3.4.Оборудование химического цеха.

3.3.4.1. Проверка наличия норм расхода тепла на подогрев"сырой воды" в турбинном цехе или других схемах и фактическогорасхода, параметров теплоносителя, используемого для этих целей; наличия схемиспользования ухудшенного вакуума, а также использования "грязного"конденсата для нагрева "сырой воды".

3.3.4.2. Анализ расхода электрической и тепловой энергии насобственные нужды химического цеха в сравнении с нормами.

3.3.4.3. Анализ дополнительных затрат тепла, топлива,электрической энергии, вызванных необходимостью дополнительной подготовки воды(главная схема и схема подпитки тепловых сетей) в связи с отклонением отнормативных потерь пара и конденсата и завышенной подпиткой тепловой сети.

3.3.4.4. Проверка работы водоподготовительных установок (длякотла, тепловой сети, БОУ, очистки конденсатов и пр.) на соответствие требованиямотраслевых НТД, включая расходы реагентов, воды, тепла и электроэнергии насобственные нужды.

3.3.4.5. Проверка режимов эксплуатации очистных сооруженийна соответствие требованиям НТД, включая расходы реагентов, электроэнергии,тепла и степень повторного использования очищенных вод в цикле ТЭС.

3.3.4.6. Проверка соответствия фактических расходовэнергетических масел нормативным показателям, эффективности работы узловрегенерации, очистки и повторного использования масел.

3.3.4.7. Оценка фактических потерь (затрат) сетевой воды (изколичества тепла с ней), используемой на заполнение тепловой сети послеремонта, проведение испытаний тепловых сетей (гидравлических, тепловых,температурных и др.), промывку трубопроводов тепловых сетей, покрытие утечки всистеме централизованного теплоснабжения, и их соответствия нормированнымзначениям указанных потерь теплоносителя и потерь тепловой энергии с ними.

3.3.5.Топливно-транспортное оборудование

3.3.5.1. Анализ и определение обоснованности причин несоответствияимеющихся и проектных схем разгрузки, хранения, подготовки и подачи топлива насжигание, фактических и расчетных параметров пара, подаваемого на топливноехозяйство.

МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО

3.3.5.2. Анализ фактических и нормативных расходов пара на:

разогрев и слив прибывшего мазута;

хранение в мазутных емкостях;

разогрев перед сжиганием;

рециркуляцию мазута в случае прекращения подачи его кгорелкам.

3.3.5.3. Проверка состояния теплоизоляции оборудования имазутопроводов в пределах топливного цеха, теплоизоляции бакового хозяйства,подогревателей и паропроводов в схемах подачи мазута, а также оборудованиямазутонасосной.

3.3.5.4. Оценка:

возможности слива мазута из неисправных цистерн;

возможности вывода мазутных резервуаров на "холодноехранение";

обеспеченности приемно-сливного устройства агрегатами,снижающими потери тепла при сливе мазута.

3.3.5.5. Сопоставление фактических и номинальных расходовтепла и электроэнергии на мазутное хозяйство по каждой составляющей такогорасхода; при обнаружении перерасходов тепла или электроэнергии - подробныйанализ данного элемента мазутного хозяйства с проведением:

натурных измерений температур мазута основного контура ивыходе мазута и конденсата из них;

температуры мазута, подаваемого в котельную в районемазутонасосной и перед котельным отделением;

давления пара на входе в подогреватели мазута;

расхода мазута и пара, поступающего на контролируемыеподогреватели;

расхода пара, подаваемого на разогрев и слив мазута;

проверки эффективности работы мазутных подогревателей,насосов.

РАЗМОРАЖИВАЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО

3.3.5.6. Анализ работы размораживающего устройства:

температурного режима;

состояния калориферов и других подогревателей;

утепление здания размораживающего устройства (стены, кровля,ворота).

3.3.5.7. Сопоставление фактических и номинальных расходовтепла и электроэнергии на размораживающее устройство.

3.3.6.Здания и сооружения

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

3.3.6.2. Анализ технического состояния градирен,сопоставление их с фактической и нормативной охлаждающей способности в летнийпериод.

3.4.Анализ оптимальности тепловой схемы

Рекомендуется следующий состав работ:

3.4.1. Анализ обоснованности работы БРОУ, РОУ для отпускатепла внешним потребителям и на собственные нужды.

3.4.2. Оценка возможности изменения направления сливадренажей, возврата конденсата калориферов, сетевых подогревателей и другихпотоков с целью повышения энергоэффективности тепловой схемы.

3.4.3. Анализ условий совместной работы пиковых водогрейныхкотлов и отборов турбин.

3.4.4. Использование охлаждающей воды на выходе изконденсаторов, возврата загрязненного конденсата.

3.4.5. Оценка возможностииспользования баков-аккумуляторов, аккумулирующей способности тепловых сетейдля увеличения загрузки отборов турбин в ночные часы.

3.5. Оптимизация распределения электрических

итепловых нагрузок между агрегатами ТЭС

Рекомендуютсяследующие мероприятия:

3.5.1. Анализ организации работы на ТЭС по оптимизациираспределения нагрузок между агрегатами: определение характеристикотносительных приростов, внедрение специальных компьютерных программ и т.д.

3.5.2. Разработка предложений по оптимизации распределениянагрузок.

Для этой цели целесообразно применять специальныекомпьютерные программы. При отсутствии таких программ необходиморуководствоваться следующими рекомендациями.

В случае работы электростанции в рассматриваемом периоде потепловому графику в первую очередь должны загружаться отборы турбин снаибольшей по сравнению с другими турбинами подгруппы полной удельнойвыработкой электроэнергии по теплофикационному циклу.

При работе электростанции по электрическому графикураспределения тепловых и электрических нагрузок должно производитьсявзаимосвязано.

При наличии на электростанции нескольких подгруппоборудования целесообразно в период максимума электрической нагрузки передаватьтепловые нагрузки на подгруппу с более низкими начальными параметрами свежегопара с целью максимального ограничения ею конденсационной выработкиэлектроэнергии, причем больший эффект может быть обеспечен при передачетеплофикационной нагрузки.

При работе турбин с электрическими нагрузками, близкими кноминальным, для достижения максимальной теплофикационной выработкиэлектроэнергии отборы однотипных агрегатов следует нагружать равномерно.

Летний период работы агрегатов с низкими нагрузкамипредопределяет неравномерный характер распределения тепловой нагрузки междутурбинами вплоть до ее передачи на одну из них.

При параллельной работе турбин типа ПТ и Р в первую очередь,как показывают расчеты, должны нагружаться отборы турбин ПТ до достижениянаибольших значений полной удельной теплофикационной выработки электроэнергии.

При распределении тепловых нагрузок должны быть учтены:

ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузкеотборов турбин:

особенности схемы теплофикационной установки в части отпускатепла внешним потребителям и на собственные нужды:

надежность теплоснабженияпотребителей.

3.6. Анализ выполнения мероприятий

пореализации резервов тепловой экономичности

При анализе осуществляетсяследующее:

3.6.1. Проверка выполнения мероприятий по реализациивыявленных при разработке НТД ТИ резервов тепловой экономичности за период отдаты разработки документации до даты проведения энергообследования.

3.6.2. Выявление причин невыполнения мероприятий, анализэнергетического эффекта от выполненных мероприятий.

3.7.Составление топливно-энергетического баланса

3.7.1. В приходной части топливно-энергетического балансаТЭС или РК должно быть отражено тепло сожженного в котлах топлива, в расходной- безвозвратные потери, расходы энергии на собственные нужды и отпуск энергиивнешним потребителям.

3.7.2. Топливно-энергетический баланс составляется на основеданных отраслевой технической отчетности о тепловой экономичности ТЭС по форме№3 - тэк (энерго) и РК по форме 1 - рк, а также полученных результатовэнергообследования.

3.7.3. Энергетические балансы для ТЭС составляются по методуравноценности электрической и тепловой энергии без учета последовательностипроизводства электроэнергии и тепла и связи потерь. При этом не учитываетсяэнергия, возвращаемая в цикл ТЭС от механизмов собственных нужд (нагрев воды впитательных насосах, сетевых насосов, дутьевых вентиляторах).

3.7.4. Составляющие топливно-энергетического балансавыражаются в единицах измерения теплоты (рекомендуется в Гкал). Необходимыеисходные данные для составления энергобалансов ТЭС и РК приведены в табл. 3и 4. В приложении4 приведена структура энергобаланса тепловой электростанции, а в приложении5 - районной котельной.

Таблица 3

Исходные данные для составления топливно-энергетическогобаланса тепловой электростанции

Таблица 4

Исходные данные для составлениятопливно-энергетического баланса районной котельной

4.РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО РЕАЛИЗАЦИИ ВЫЯВЛЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ

Мероприятия по реализации выявленного потенциала энергосбереженияразрабатываются по следующим основным направлениям:

4.1. Доведение показателей оборудования до нормативногоуровня. Разработка рекомендаций по внедрению на ТЭС и РК наиболее эффективныхмероприятий по устранению выявленных при энергообследовании причин:

пониженного вакуума:

недогрева питательной воды;

повышенных присосов воздуха в топки и газоходы котлов;

высокой температуры уходящих газов;

пониженных параметров свежего пара и пара промперегрева;

перерасходов тепла и электроэнергии на собственные нуждытурбоагрегатов и котлов.

4.2. Увеличение доли теплофикационной выработкиэлектроэнергии на ТЭС за счет совершенствования тепловой схемы, оптимизациирежимов работы турбоагрегатов, упорядочения работы РОУ, БРОУ. пиковыхводогрейных котлов.

4.3. Внедрение новой энергосберегающей техники и технологии(регулируемого электропривода, контактных теплообменников, шариковой очисткиконденсаторов и сетевых подогревателей, новых технологий по водно-химическомурежиму и т.д.).

4.4. Совершенствование технического учета: внедрениеавтоматизированного коммерческого учета отпуска тепла, расхода газа, выработки,отпуска электроэнергии, ее потребление на собственные нужды, повышение точностиоперативного и технического учета угля и мазута, развитие претензионной работыс топливоснабжающими организациями.

4.5. Расширение энергетического анализа путемсовершенствования нормативно-технической документации, повышения достоверностирасчета показателей, своевременного выявления и устранения причиннерационального использования энергоресурсов.

Оценка объемов экономии топливно-энергетических ресурсов отвнедрения мероприятий, затраты на их реализацию, сроки их окупаемостиопределяются в соответствии с действующей в отрасли НТД.

5.ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

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

отчет о проведении энергетического обследования;

топливно-энергетический баланс;

энергетический паспорт;

рекомендации по повышению эффективности использованиятопливно-энергетических ресурсов.

5.2. В отчете о проведении энергетического обследованиядолжны быть отражены:

цели и задачи обследования, его вид;

программа проведения энергообследования и результаты еевыполнения;

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

оценка состояниятехнического учета, отчетности, нормирования и анализа показателейтопливоиспользования;

результаты оценки энергосберегающего потенциала, причинывыявленных нарушений в использовании ТЭР. имеющиеся резервы:

- перерасходы энергоресурсов из-за невыдерживанияпоказателей оборудования на нормативном уровне; выполнение мероприятий пореализации 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 техническимрешениям повышения энергетической эффективности ТЭС и РК; определение основныхнаправлений снижения затрат энергоресурсов.

5.3. Топливно-энергетический баланс составляется порезультатам каждого энергообследования.

5.4. Энергетический паспорт составляется при предпусковом(предэксплуатационном) энергообследовании и уточняется при первичном и другихвидах обследований. Форма энергетического паспорта приведена в приложении 6.

5.5. Рекомендуются к внедрению мероприятия, повышающиеэффективность использования энергоресурсов. Оценка их экологическойбезопасности, объема финансирования и экономической эффективности производитсяпо действующим на момент проведения обследования отраслевым методикам.

Приложение1

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ, РЕКОМЕНДУЕМЫХ КИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЭНЕРГООБСЛЕДОВАНИЙ ТЭС И РК

1. Методические указания по составлению отчетаэлектростанций и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловойэкономичности оборудования: РД34.08.552-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

Изменение № 1 РД 34.08.552-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

2. Методические указания по составлению и содержаниюэнергетических характеристик оборудования тепловых электростанций: РД34.09.155-93. - М.: СПО ОРГРЭС, 1993.

Изменение № 1 РД 34.09.155-93.- М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

3. Положение о нормировании расхода топлива наэлектростанциях: РД 153- 34.0-09.154-99. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

4. Методические указания по анализу изменения удельныхрасходов топлива на электростанциях и в энергообъединениях: РД34.08.559-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1997.

5. Методические указания по организации учета топлива натепловых электростанциях: РД34.09.105-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1997.

Изменение № 1 РД 34.09.105-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.Изменение № 2 РД 34.09.105-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

6. Типовая инструкция по учету электроэнергии при еепроизводстве, передаче и распределении:РД 34.09.101-94. - М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

Изменение № 1 РД 34.09.101-94. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

7. Указания по нормированию показателей работыгидроохладителей в энергетике. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.

8. Методика расчетов поправок к мощности, расходу свежегопара и удельному расходу теплоты на отклонение параметров и условий отноминальных для турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара: МТ 34-70-027-86.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

Изменение № 1 МТ 34.70.02-86. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

9. Методические указания по расчету поправок к расходу теплатурбоагрегатами. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.

10. Методические указания по нормированию расходов тепла наотопление и вентиляцию производственных зданий тепловых электростанций: МУ34-70-079- 84. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

Изменение № 1 МУ 34.70.079-84. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

11. Методика расчета расхода тепла на технологические нуждыводоподготовительных установок: РД 153-34.1.-37.530.98. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

12. Методические указания по эксплуатационному контролю засостоянием сетевых подогревателей: МУ 34-70-104-85. - М.: СПО Союзтехэнерго,1985.

Изменение № 1 МУ 34.70.104-85. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

13. Методические указания по испытанию тепловой изоляцииоборудования и трубопроводов ТЭС: МУ 34-70-184-87. - М.: СПО Союзтехэнерго,1988.

Изменение № 1 МУ 34.70.184-87.- М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

14. Нормы расхода тепла на мазутные хозяйстваэлектростанций: РД 153- 34.1.-09.205.99. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

15. Методические указания по определению ограниченийустановленной мощности тепловых электростанций: МУ 34-70-084-84. - М.: СПОСоюзтехэнерго, 1984.

Изменение № 1 МУ 34.70.084-84. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

16. Методические указания по определению обеспеченностиэлектрической мощности электростанций циркуляционными системами водоснабжения:МУ 34-70-143-86.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

Изменение № 1 МУ 34.70.-143-86. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

17. ГОСТ10742-71. Угли бурые, каменные, антрацит, горючие сланцы и угольныебрикеты. Методы отбора и обработки проб для лабораторных испытаний.

18. ГОСТ11055-78. Угли бурые, каменные и антрацит. Радиационные методы измерениязольности.

19. ГОСТ11303-75. Торф. Метод приготовления аналитических проб.

20. ГОСТ5396-77. Торф. Методы отбора проб.

21. Правила измерения расходов газов и жидкостейстандартными сужающими устройствами: РД 50-213-80.

Изменение № 1 к РД 50-213-80.

22. Методика выполнения измерений с использованием сужающихустройств: МИ 2204-92.

23. Методические указания по инвентаризации угля и горючихсланцев на электростанциях: МУ 34-70-050-83. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

24. Методические указания по инвентаризации жидкого топливана электростанциях: МУ 34-70-152-86. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

25. Методика оценки технического состояния паротурбинныхустановок до и после ремонта и в период между ремонтами: РД34.20.581-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

26. Методика оценки технического состояния котельныхустановок до и после ремонта. РД34.26.617-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

27. Правила технической эксплуатации электрических станций исетей Российской Федерации: РД34.20.501-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

28. Правила устройства электроустановок.- М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.

29. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. - М.:МЭИ, 1995.

30. Методики определения пределов допускаемых расхожденийпри определении массы "нетто" груза, перевозимого при бестарныхперевозках: МИ 1953-88.

31. ГОСТ 26976-86. Нефтьи нефтепродукты. Методы измерения массы.

32. Методические указания по контролю качества твердого,жидкого и газообразного топлива для расчетов удельных расходов топлива натепловых электростанциях: РД34.09.114-92. - М.: Ротапринт ВТИ, 1992.

33. Типовая инструкция по технической эксплуатации системтранспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей): РД 153-34.0.-20.507.98.- М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

34. Методические указания по составлению энергетическиххарактеристик для систем транспорта тепловой энергии: РД 153-34.0.-20.523.98. Втрех частях. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

35. Методические указания по определению тепловых потерь вводяных тепловых сетях: РД34.09.255-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

36. Методические указания по испытанию водяных тепловых сетейна гидравлические потери: РД34.20.519-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

37. Типовое положение об электрическом цехе: ТП34-70-014-86. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

Приложение2

ПОТЕРИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗ-ЗА УПУЩЕНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТЕ ОБОРУДОВАНИЯ

Общие

По турбинам (только для ТЭС), т (впересчете на условное топливо)

По котлам, т (в пересчете на условноетопливо)

Приложение3

(для ТЭС и РК, входящих в АО-энерго)

ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГООБСЛЕДОВАНИЯ

Видобследования.________________________________________________________

Приложение3а

(для АО-ТЭС)

ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГООБСЛЕДОВАНИЯ

Вид обследования.________________________________________________________

Приложение4

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС ТЕПЛОВОЙЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, Гкал

Приложение5

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС РАЙОННОЙКОТЕЛЬНОЙ, Гкал

Приложение 6

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ТЕПЛОВОЙЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, РАЙОННОЙ КОТЕЛЬНОЙ

Характеристика предприятия

1. Годввода в эксплуатацию основного оборудования по станционным номерам

2.Характеристика главных схем ТЭС, РК

3.Основные параметры работы основного оборудования по группам (очередям)

4. Основное оборудование и егократкая характеристика (приводятся сведения по форме табл. 1 Типовой программы)

5. Уровень

6.Параметры теплоносителя, отдаваемого потребителям и в теплосеть:

7.Топливный режим ТЭС

7.1.

7.4. Динамика и структура потребления условного топлива намомент составления паспорта и за три предыдущих года по видам

7.5. Средняя стоимость топлива по видам на моментсоставления паспорта и за три предыдущих года

8.Установленная мощность электростанции и среднегодовая по итогам трех истекшихлет

9.Технико-экономические показатели работы ТЭС за последние 3 года (по форме табл.2 Типовой программы)

10.Выбросы в окружающую среду за последние 3 года

______________

11.Годовое использование основного оборудования (ч) в сравнении с заложенным впроекте

12.Наработка (ч) металла основного оборудования и главных паропроводов

13.Водоподготовка

Принципиальные схемы:

13.6. Водоотведение водоподготовительных установок

14.Баланс по электроэнергии, кВт*ч

15.Баланс по теплу, Гкал

16.Характеристика оборудования теплофикационной установки

Параметры водогреющего оборудования и тепловой сети

17.Характеристика потенциала энергосбережения, выявленного по результатамэнергообследования. Основные рекомендуемые мероприятия по его реализации