содержание   ..  1  2  3   ..

1. Общие положения (СТО Газпром 069-2009)

   
    

   1. Проведение энергоаудита и оформление его результатов осуществляется в соответ-ствии с Положением [1], Рекомендациями [2] и Порядком [3].

   2. В рамках энергоаудита систем теплоснабжения КС производится обследование:

      -основных и резервных источников централизованного и децентрализованного теплоснабжения – по разделу 14 ВРД 3951.8505552002 [4];

      -тепловых сетей;

      
       

      

      1) Для газа – тыс. м3; для электрической энергии – кВт5ч; для тепловой энергии – Гкал.

      -производственных технологических потребителей тепловой энергии (резервуаров для хранения масла и маслопроводов) – по 5.1.2 СТО Газпром 251.95191;

      -систем отопления, вентиляции (включая ВТЗ) и ГВС – по 5.1.3 СТО Газпром 251.95191; -нагнетающих установок (вентиляторов, дымососов, насосов).

   3. Показатели энергетической эффективности объектов энергоаудита системы теплоснабжения КС принимаются в соответствии с ГОСТ Р 51541, ГОСТ Р 51749 и Рекомен-дациями [5].

      Перечень, обозначения и размерности показателей энергетической эффективности приведены в таблице 1.

      Объект энергоаудита	Показатель энергетической эффективности	Обозначение	Единица измерения
      УТО	Теплопроизводительность	Qуто	Вт
      Паровой или водогрейный котел	КПД брутто	к.бр	%
      Котельная	КПД брутто	кт.бр	%
      	КПД нетто	кт.н	%
      	Удельный расход газа	gг	кг у.т./Гкал
      Газовый воздухонагреватель	КПД	вн	%
      Газовый инфракрасный излучатель	КПД	гии	%
      Резервуар для хранения масла (произ-водственные технологические нужды)	Расход тепловой энергии на разогрев и обогрев резервуара	Qп.н1	Вт
      Маслопровод (производственные технологические нужды)	Расход тепловой энергии на обо-грев маслопровода	Qп.н2	Вт
      Теплообменник (бойлер)	КПД	то	%
      Система отопления	Удельный расход теплоты	qот	Вт/(м3 °С)
      Система вентиляции и ВТЗ	Удельный расход теплоты	qвент	Вт/(м3 °С)
      Система ГВС	Удельный расход теплоты в расчете на одного работающего	qгвс	Вт
      Нагнетающая установка (вентилятор, дымосос, насос)	КПД	н.у	%
      Тепловая сеть	Поток тепловых потерь	Qпот.тс	Вт

       

      Таблица 1 – Показатели энергетической эффективности объектов энергоаудита систем теплоснабжения КС

      
       

   4. При проведении энергоаудита в соответствии с Положением [1] предусмотрены следующие этапы:

-подготовительный;

-документального обследования;

-инструментального обследования;

-аналитический;

-подготовка отчетной документации и согласования результатов энергоаудита.

1. Подготовительный этап

   
    

   1. На подготовительном этапе производится:

      -сбор и анализ общих сведений о КС и системе теплоснабжения, установленном обо-рудовании и режимах его работы с целью определения необходимости и объемов проведения инструментального обследования;

      -ознакомление с действующими системами учета энергоресурсов и теплоносителей и технологического контроля для определения потребности в переносных средствах измерений, дополнительных к штатному приборному парку;

      -изучение ранее разработанного энергетического паспорта, а также имеющейся доку-ментации по результатам предыдущего энергоаудита;

      -анализ схемы теплоснабжения и количественных показателей по входящим и выхо-дящим потокам ТЭР.

   2. По результатам подготовительного этапа энергоаудитором составляется программа проведения энергоаудита, рассчитывается стоимость предстоящих работ, производится разра-ботка и согласование документации, необходимой для заключения договора (технического задания, календарного плана и др.).

      
       

2. Этап документального обследования (СТО Газпром 069-2009)

   
    

   1. Общие требования к проведению этапа документального обследования изложены в Положении [1].

   2. На этапе документального обследования производится анализ данных, необходи-мых для составления топливно5энергетических балансов и определения энергетической эффективности объектов системы теплоснабжения КС, уточнения необходимого объема измере-ний при инструментальном обследовании и заполнения форм энергетического паспорта.

   3. Для проведения документального обследования дочернее общество (организация) предоставляет энергоаудитору действующую на КС программу энергосбережения в части, касающейся системы теплоснабжения, а также следующую техническую и технологическую документацию:

      -отчетную документацию энергетической службы, содержащую сведения о показа-телях эффективности использования ТЭР;

      -технические паспорта теплогенерирующего и теплоиспользующего оборудования, тепловых сетей и тепловых пунктов, вспомогательного оборудования (газогорелочных устройств, нагнетающих установок, приборов учета и технического контроля и др.);

      -отчетную документацию по ремонтным, наладочным, испытательным и энергосбере-гающим мероприятиям;

      -режимные журналы работы оборудования; -режимные карты котлов;

      -технологическую схему котельной;

      -температурные графики работы котельной и тепловых пунктов; -ситуационный план КС;

      -проектно5техническую документацию на отапливаемые здания и сооружения.

      При отсутствии указанной информации она должна быть получена или восстановлена дочерним обществом (организацией) до начала энергоаудита. Порядок составления паспор-тов (дубликатов) паровых и водогрейных котлов установлен в РД 1059659-[6].

   4. В результате проведения документального обследования устанавливаются:

-типы, марки и количество паровых и водогрейных котлов, УТО, оборудования систем газового воздушного и лучистого отопления, их технические характеристики, номинальные и рабочие параметры, число часов использования, заводы5изготовители, годы изготовления и ввода в эксплуатацию;

-типы, марки, технические характеристики и места установки теплообменного обору-дования;

-типы, марки, технические характеристики, рабочие параметры и число часов исполь-зования вентиляторов, дымососов, насосов и их электроприводов;

-климатологические данные для района расположения КС по СНиП 23501599 [7] и фактические климатологические данные с ближайшей метеостанции;

-помесячное потребление топлива, электрической энергии и воды по видам теплоге-нерирующего оборудования за расчетный период;

-помесячное количество произведенной, выработанной и отпущенной тепловой энер-гии за расчетный период;

-схемы тепловых сетей с указанием (по участкам) способа прокладки, диаметров и длин, типа тепловой изоляции, года прокладки и последнего капитального ремонта;

-расчетные расходы теплоносителя на головных участках тепловых сетей; -расходы воды для подпитки тепловых сетей;

-присоединенные нагрузки потребителей тепловой энергии (технологические нужды, отопление, вентиляция, тепловоздушные завесы, ГВС);

-перечень отапливаемых зданий (помещений) и сооружений, их назначение, располо-жение на ситуационном плане КС, размеры, устройство ограждающих конструкций, норма-тивные значения внутренних температур воздуха;

-паспорта тепловых пунктов;

-энергоэкономические показатели (тарифы на потребляемое топливо, электрическую энергию и воду, затраты на выработку тепловой энергии и транспортировку теплоносителей).

1. Этап инструментального обследования (СТО Газпром 069-2009)

   
    

   1. Общие требования к проведению этапа инструментального обследования изложе-ны в Положении [1].

   2. Инструментальное обследование системы теплоснабжения КС проводится для определения фактических показателей энергетической эффективности или параметров, необходимых для расчета этих показателей. Список величин, измеряемых на этапе инстру-ментального обследования, приведен в таблице А.1 (приложение А).

   3. Программа энергоаудита в части инструментального обследования уточняется по итогам документального обследования.

   4. При обработке результатов измерений, оценке их точности и воспроизводимости должны выполняться требования ГОСТ 8.207 и Рекомендаций [8].

   5. Измерительные приборы должны обеспечивать возможность автоматизированного сбора и первичной обработки данных без остановки работающего оборудования. Перечень приборов, необходимых для проведения инструментального обследования системы теплос-набжения КС, приведен в таблице А.2 (приложение А).

      Примечание –При использовании измерительных приборов, имеющих градуировку, не соответствующую Международной системе единиц (СИ), следует применять соотношения, приведен-ные в таблице А.3 (приложение А). Согласно ГОСТ 8.417 при новых разработках применение некото-рых внесистемных единиц (кал, кгс/см2, мм рт.ст.) не рекомендуется.

      
       

2. Аналитический этап (СТО Газпром 069-2009)

На аналитическом этапе проводятся:

-определение нормативных и фактических показателей энергетической эффективно-сти объектов энергоаудита;

-составление теплового баланса системы теплоснабжения; -анализ эффективности использования ТЭР.

1. Определение показателей энергетической эффективности объектов энергоаудита системы теплоснабжения компрессорной станции

   1. В качестве нормативного значения показателя энергетической эффективности УТО ГПА или ЭСН принимается паспортное значение его теплопроизводительности.

      Фактическое значение теплопроизводительности УТО (тепловой поток, воспринимае-мый нагреваемой водой, Вт) определяется по формуле

      Qф  с

       G ф (t ф  t ф ).

      (9.1)

      уто в в в2 в1

      
       

      Тепловая энергия, произведенная утилизационным теплообменником за расчетный период, равна

      Qу  Q  .

       

      ф ф

      то уто расч

      (9.2)

      
       

   2. В качестве нормативного значения показателя энергетической эффективности парового или водогрейного котла принимается КПД брутто при номинальном режиме, опре-деляемый по паспорту котла. Если условия работы котла отличаются от условий, предусмо-тренных паспортом, в частности, при изменениях в конструкции котла, комплектации и т. п., в качестве нормативного значения показателя его энергетической эффективности принима-ется КПД брутто при максимальной производительности по режимной карте. При отсутствии паспортных данных могут быть использованы нормативные значения КПД брутто, указанные в соответствующих стандартах.

      Фактическое значение КПД брутто котла определяется при тех же условиях, при кото-рых получено нормативное значение, в частности, при той же производительности, по формуле

      к.бр 2 3 5

       

      ф  100  q  q  q .

      (9.3)

      
       

      Для котла5утилизатора q3 = 0.

      Величины q2 и q3 рассчитываются по формулам [9]:

      q2  0,01  Z (t2  tв.в),

      
       

      (9.4)

      
       

      где коэффициент Z определяется по таблице А.4 (приложение А) в зависимости от измерен-ных значений температуры t2 и концентраций CO2, CO и CH4 в уходящих газах;

      3

       

      q  100  3CO 2,-H 2O 8,5CH 4 . 100  4,76 (O2  0,-CO 0,-H 2 2 CH 4)

      
       

      (9.5)

      
       

      Величина q-определяется по формуле

      104

      q 

       Q-,

      

      5

       

      Bк  Qн

      (9.6)

      
       

      где 1054 – коэффициент, учитывающий перевод МДж в Дж и доли в %.

      Тепловые потери с наружной поверхности котла в окружающую среду рассчитываются по формуле

      n

      Q- i (tн.п,i  t0 )Fн.п,i ,

      i1

      
       

      (9.7)

      
       

      где n – число элементов наружной поверхности, отличающихся температурой и/или коэффи-циентом теплоотдачи;

      i – номер элемента.

      Суммарный коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в окружающую среду

      равен

      
       

       конв  изл .

      
       

      (9.8)

      
       

      Для вертикальной поверхности коэффициент конвективной теплоотдачи определяет-ся по формуле

      

      конв  0,16 [(400  tн.п  t0 ) (tн.п  t0 ) 1 3.

      (9.9)

      
       

      Для горизонтальной поверхности, обращенной вверх, результат вычисления по этой формуле нужно умножить на 1,3; для поверхности, обращенной вниз, – на 0,7.

      Для горизонтального цилиндра и горизонтальной трубы диаметром d коэффициент конвективной теплоотдачи определяется по формуле

        1,26 [(800  t

       t ) (tн.п  t0 )

      

      1 4.

      

      конв н.п 0 d ]

      (9.10)

      
       

      Коэффициент теплоотдачи излучением от наружной поверхности в окружающую среду определяется по приближенной формуле

      изл  4,6   (1 

      

      tн.п  t0

      546

      )3,

      
       

      (9.11)

      
       

      где  – степень черноты наружной поверхности, определяемая по таблице А.-(приложение А).

   3. Нормативное значение КПД брутто котельной рассчитывается с учетом норма-тивного значения КПД брутто каждого i5го котла из n котлов, установленных в котельной, номинальной (по паспорту) или максимальной (по режимной карте) теплопроизводительно-сти котлов и времени работы каждого котла в течение расчетного периода:

      n

      к.бр i к i к i

       

       (н ) (Qп ) ( )

      н i1

      кт.бр  n .

      п

      (9.12)

       (Qк )i (к )i

      i1

      Фактическое значение КПД брутто котельной рассчитывается с учетом фактического зна-чения КПД брутто каждого i5го котла из n котлов, установленных в котельной, фактической тепло-производительности котлов и времени работы каждого котла в течение расчетного периода:

      n

      ф ф

       (к.бр )i (Qк )i (к )i

      ф i1

      кт.бр  n .

      ф

      (9.13)

      (Qк )i (к )i

      i1

      
       

      Нормативный КПД нетто котельной определяется по формуле

      
       

         (1 d ),

       

      н н н

      кт.нт кт.бр с.н

      
       

      (9.14)

      
       

      с.н

       

      где d н

      – коэффициент, учитывающий нормативные затраты теплоты на собственные нужды

      котельной и определяемый по приложению 1 СТО Газпром РД 1.195126 (таблица 1.7).

      Фактический КПД нетто котельной определяется по формуле

      
       

         (1

       

      ф ф

      кт.нт кт.бр

      Qф

      

      c.н ),

      Q

       

      ф

      кт

      
       

      (9.15)

      
       

      где средняя теплопроизводительность котельной в течение расчетного периода

      
       

      n

      кт  к i к i

       

      Qф  (Qф ) ( )

      i1

      
       

      

      расч .

      
       

      (9.16)

      
       

      Тепловая энергия, произведенная котельной за расчетный период, равна

      
       

      Qк  Q  .

       

      ф ф

      т кт расч

      
       

      (9.17)

      
       

      Фактическая величина расхода теплоты на собственные нужды котельной рассчитыва-ется по формуле

      n n

      Qф  (Qф )  (Qф )  Qф  Qф  Qф  Qф  Qф  Qф .

       

      c.н  прод i  раст i вып от.кт вент.кт гвс.кт пот.кт проч.кт

      i1 i1

      
       

      (9.18)

      
       

      Для паровых котлов фактические потери тепловой энергии с продувочной водой опре-деляются по формулам:

      -при непрерывной продувке

      
       

      Q  G (i  c t );

       

      ф

      прод прод к.в в х.в

      
       

      (9.19)

      
       

      -при периодической продувке

      
       

      Q  G (i  c t )   n

       

      ф

      прод прод к.в в х.в прод прод

      

      расч,

      
       

      (9.20)

      
       

      где iк.в – удельная энтальпия котловой воды, кДж/кг – по таблице А.7 (приложение А).

      Фактический расход тепловой энергии на растопку каждого котла определяется по формуле

      Q  B  Q  n  

       

      ф

      раст раст н раст раст

      

      расч .

      (9.21)

      
       

      от.кт

       

      Определение фактического расхода тепловой энергии на отопление Q ф

      , вентиляцию

      Q ф ф

      вент.кт и горячее водоснабжение Q гвс.кт котельной производится по методике, описанной в

      подразделе 9.4.

      Фактические потери теплоты в окружающую среду с поверхностей трубопроводов и

      пот.кт

       

      оборудования котельной Q ф

      рассчитываются по формулам (9.7)–(9.11).

      Потери с выпаром из деаэратора, расход теплоты на технологические нужды водопод-готовки и прочие потери принимаются равными:

      -Q

       

      ф вып

      кт

       

      = 0,001  Q ф ;

      -Q

       

      ф вп

      -Q ф

      кт

       

      = 0,001- Q ф ;

      = 0,002  Q ф

      
       

      для паровых котельных;

      проч.кт

      -Q

       

      ф проч.кт

      кт

      кт

       

      = 0,001  Q ф

      
       

      для водогрейных котельных.

      Тепловая энергия, израсходованная на собственные нужды котельной за расчетный период, равна

      Qф

       Qф  .

      (9.22)

      с.н с.н расч

      
       

   4. Нормативное значение удельного расхода природного газа на котельные берется из формы корпоративной статистической отчетности 1015газ. Фактическое значение этого показателя определяется по формуле

      г

       

      g ф 

      

      vгQн , 29,3  Qп′ р

      
       

      (9.23)

      
       

      где 29,3 МДж/(кг у.т.) – теплота сгорания условного топлива. Расход газа за расчетный период г

      пр

       

      и тепловая энергия, произведенная за расчетный период Q

      , указаны в форме 1015газ.

   5. В качестве нормативных значений показателей энергетической эффективности газовых воздухонагревателей и газовых инфракрасных излучателей принимаются паспортные значения КПД.

      Для определения фактического значения КПД газового воздухонагревателя, устано-вленного в обособленном помещении, используются формулы:

      -для рекуперативного воздухонагревателя

      вн 2 3 5

       

      ф  100  q  q  q ;

      
       

      (9.24)

      -для смесительного воздухонагревателя

      вн 3 5

       

      ф  100  q  q .

      
       

      (9.25)

      
       

      Для определения фактического значения КПД газового воздухонагревателя, устано-вленного в обслуживаемом помещении, используются формулы:

      -для рекуперативного воздухонагревателя

      вн 2 3

       

      ф  100  q  q ;

      
       

      (9.26)

      
       

      -для смесительного воздухонагревателя

      вн 3

       

      ф  100  q .

      
       

      (9.27)

      
       

      Для определения фактического значения КПД темного газового инфракрасного излу-чателя используется формула

      гии 2 3

       

      ф  100  q  q .

      (9.28)

      
       

      Для определения фактического значения КПД светлого газового инфракрасного излу-чателя используется формула

      гии 3

       

      ф  100  q .

      (9.29)

      
       

      Величины q2 и q3 определяются по формулам (9.2), (9.3), q-– в соответствии с пунк-том 9.1.1.

      Тепловая энергия, произведенная газовым воздухонагревателем за расчетный период, равна

      н вн н расч

       

      Qвф  B Q  .

      
       

      (9.30)

      
       

      Тепловая энергия, произведенная газовым инфракрасным излучателем за расчетный период, равна

      Qг  B Q  .

       

      ф

      ии гии н расч

      (9.31)

      
       

   6. Нормы среднего расхода тепловой энергии на разогрев и обогрев резервуара для хранения масла и на обогрев маслопроводов в течение расчетного периода определяются по формулам:

      Q  Q

       

      н н

      п.н1 п.н1

      
       

      Qн н2  Qн

      

      расч ;

      
       

      

      расч ,

      (9.32)

      
       

      (9.33)

      п. п.н2

      
       

      где Qн

      и Q н

      , Дж, – нормы расхода тепловой энергии на разогрев и обогрев резервуара для

      п.н1

      п.н2

      хранения масла и на обогрев маслопроводов за расчетный период, определяемые по разделу 6 СТО Газпром 251.95191.

      Фактические расходы теплоты на разогрев и обогрев резервуаров для хранения масла и обогрев маслопроводов определяются по показаниям теплосчетчиков.

      Тепловая энергия, израсходованная на эти цели за расчетный период, равна:

      
       

      Q  Q  ;

       

      ф ф

      п.н1 п.н1 расч

      
       

      Q  Q  .

       

      ф ф

      п.н2 п.н2 расч

      (9.34)

      
       

      (9.35)

      
       

   7. Нормативное значение КПД теплообменника (бойлера), подогревающего воду для систем отопления и ГВС, определяется по формуле

      qн  F

      

      

       

      то

       

      н  100  (1  то то ),

      Qв

      
       

      (9.36)

      
       

      то

       

      где qн

      – норма плотности теплового потока от поверхности тепловой изоляции теплообмен5

      ника в окружающую среду, Вт/м2, принимается по таблице А.8 (приложение А);

      Qв – рассчитывается по формуле (9.20).

      Фактический КПД пароводяного теплообменника (бойлера) в случае невозврата кон-денсата в цикл котельной рассчитывается по формуле

      то

       

      ф  100  (1 

      

      Q- Qконд ),

      Qв

      
       

      (9.37)

      
       

      где Q-рассчитывается по формуле (9.5).

      Поток теплоты, уносимый конденсатом, определяется по формуле

      Qконд  Qв  i  cв tх.в i  i,

      
       

      (9.38)

      
       

      где i и i – удельная энтальпия пара и конденсата на линии насыщения, Дж/кг, определяемые по таблице А.7 (приложение А) в зависимости от давления в паровом пространстве бойлера.

      Если конденсат возвращается в цикл котельной, фактический КПД пароводяного теплообменника определяется по формуле

      ф Q5

      

      Q

       

      то  100  (1  ).

      в

      (9.39)

      
       

      Фактический КПД водоводяного теплообменника, определяется по формуле анало-гичной (9.39).

   8. Нормативный удельный расход теплоты в системе отопления рассчитывается по формуле

      
       

      q

       

      

       

      н

      от V

      
       

      • (t

        

        т

         

        k  Qон

        • t

      
       

      ,

      ) 

      
       

      (9.40)

      зд в.в н.в расч

      
       

      от

       

      где tвв, °С, – расчетная внутренняя температура воздуха, принимаемая в соответствии с СанПиН 2.2.4.548 [10]; Qн , Дж, – нормативный расход теплоты на отопление здания в тече-ние расчетного периода, определяемый по подразделу 7.1 СТО Газпром 251.95191.

      Фактический удельный расход теплоты на отопление здания рассчитывается по фор-муле аналогичной (9.40)

      qф 

      Qо

       

      ф

      т.изм ,

      

      от V (t ф

      • t ф

        ) 

        (9.41)

        зд в.в н.в изм

        
         

        от

         

        где Qф, Дж, – фактический расход теплоты на отопление, измеряемый приборами учета тепловой энергии, установленными в ИТП, или переносными измерительными приборами.

        Тепловая энергия, израсходованная на отопление за расчетный период, равна

        
         

        Qо  Q  

         

        ф ф

        т от.изм изм

        

        расч .

        
         

        (9.42)

        
         

   9. Нормативный удельный расход теплоты в системе вентиляции, включая ВТЗ, рас-считывается по формуле

      qн 

      ент втз ,

       

      k (Qвн  Qн )

      вент

      V (t

       t ) 

      

      (9.43)

      
       

      где Q

       

      н вент

      зд в.в н.в расч

      
       

      втз

       

      и Q н , Дж, – нормативные расходы теплоты на вентиляцию и ВТЗ в течение расчет5

      ного периода, определяемые по подразделам 7.2 и 7.3 СТО Газпром 251.95191.

      Фактический удельный расход теплоты на вентиляцию и ВТЗ рассчитывается по фор-муле аналогичной (9.43)

      qф 

      Qв  Q

       

      ф ф

      ент.изм втз.изм ,

      вент

      V (t ф

      • t ф

      ) 

      

      (9.44)

      зд в.в н.в изм

      
       

      где Q

       

      ф вент

      втз

       

      и Qф , Дж, – фактические расходы теплоты на вентиляцию и ВТЗ, измеряемые при5

      борами учета тепловой энергии, установленными в ИТП, или переносными измерительными приборами.

      Тепловая энергия, израсходованная на вентиляцию и ВТЗ за расчетный период, равна:

      ф  ф

        

      
       

      (9.45)

      Qвент

      

      Qвент.изм изм расч;

      
       

      Qв  Q  

       

      ф ф

      тз втз.изм изм

      

      расч .

      (9.46)

   10. Нормативный удельный расход теплоты в системе ГВС при N потребителях горячей воды в течение суток рассчитывается по формуле

       
        

       q

        

       н гвс

       вс

        

       г

        

       k  Qн

       

        ,

       N расч

       
        

       (9.47)

       
        

       гвс

        

       где Qн , Дж, – нормативный расход теплоты на ГВС в течение расчетного периода, определя-емый по подразделу 7.4 СТО Газпром 251.95191.

       Фактический удельный расход теплоты на ГВС рассчитывается по формуле аналогич5

       ной (9.47)

       
        

       q

        

       н гвс

       Qф

       

        гвс.изм ,

       N изм

       
        

       (9.48)

       
        

       гвс

        

       где Qф , Дж, – фактический расход теплоты на ГВС, измеряемый приборами учета тепловой энергии, установленными в ИТП, или переносными измерительными приборами.

       Тепловая энергия, израсходованная на ГВС за расчетный период, равна

       
        

       Qг  Q  

        

       ф ф

       вс гвс.изм изм

       

       расч .

       
        

       (9.49)

       
        

   11. При анализе энергетической эффективности нагнетающих установок (вентиля-торов, дымососов, насосов) должно устанавливаться соответствие их производительности, напора, установленной мощности и числа оборотов электродвигателей требуемым параме-трам их работы.

       Нормативное и фактическое значения КПД нагнетающих установок рассчитываются

       по формулам:

       н.у н.у эд

        

       н  п п 100;

       
        

       

       ф  100 V ф  Δрф W ф.

       н.у п.с п.с э

       (9.50)

       
        

       (9.51)

       
        

   12. Нормативные значения потока тепловых потерь в тепловой сети, включающие поте-ри теплоты в окружающую среду с поверхности тепловой изоляции подающих и обратных трубо-проводов и с утечками сетевой воды, определяются по пункту 2.1 СТО Газпром РД 1.195126.

Фактическая величина потока тепловых потерь при транспортировании теплоносите-ля определяется по формулам:

-в водяных сетях

Qф  Qф  Qф ;

(9.52)

пот.тс из ут

-в паровых сетях

Qф  Qф .

(9.53)

пот.тс из

из

Величина потерь теплоты в окружающую среду с поверхности тепловой изоляции тру-бопроводов Q ф в водяных тепловых сетях определяется:

-при наличии приборов учета тепловой энергии не менее чем у 20 % потребителей – по Методике [11];

-в остальных случаях – по Методическим указаниям [12]. Фактические потери теплоты с утечками сетевой воды равны

ф ф

Qут 

с вGпп (tс.в1  tх.в ).

(9.54)

В паровых сетях поток тепловых потерь с поверхности тепловой изоляции паропрово-да определяется по формуле

Q  G (i  i ),

ф ф

из п ист потр

(9.55)

где iист и iпотр – удельные значения энтальпии пара на источнике и у потребителя тепловой энергии, определяемые:

-для перегретого пара по таблице А.6 (приложение А) при измеренных средних значе-ниях давления и температуры пара;

-для сухого насыщенного пара по таблице А.7 (приложение А) при измеренном сред-нем значении давления или температуры пара.

Потери тепловой энергии в тепловой сети за расчетный период равны

Qп  Q  .

ф ф

от.тс пот.тс расч

(9.56)

1. Составление теплового баланса системы теплоснабжения компрессорной станции

   1. Тепловой баланс системы теплоснабжения КС за расчетный период состоит из приходной и расходной частей.

      В приходную часть включается тепловая энергия, произведенная:

      -источниками централизованного теплоснабжения (УТО ГПА и ЭСН и центральными котельными);

      -источниками децентрализованного теплоснабжения (автономными котельными, газовы-ми воздухонагревателями, газовыми инфракрасными излучателями);

      -сторонними источниками.

      Расходная часть теплового баланса разделяется на следующие статьи:

      -затраты тепловой энергии на производственные технологические нужды (разогрев и обогрев резервуара для хранения масла и на обогрев маслопроводов);

      -затраты тепловой энергии на отопление, вентиляцию, ВТЗ и ГВС; -затраты тепловой энергии на собственные нужды котельной;

      -потери в тепловой сети;

      -отпуск тепловой энергии сторонним потребителям.

      Форма для составления теплового баланса системы теплоснабжения КС приведена в приложении Б.

   2. Результаты анализа теплового баланса системы теплоснабжения используются для выявления причин и возможных источников неучтенных тепловых потерь.

2. Анализ эффективности использования топливно-энергетических ресурсов

   1. Текущее состояние эффективности использования ТЭР следует оценивать путем сопоставления фактических и нормативных значений показателей энергетической эффектив-ности. Для количественной оценки рекомендуется использовать отношение Δ, %, фактиче-ского значения показателя энергетической эффективности к его нормативному значению:

      
       

      Δ = 100  ПЭЭф/ПЭЭн. (9.57)

      
       

      Если отклонение ПЭЭф от ПЭЭн превышает допустимое значение (с учетом погрешно-сти определения ПЭЭф), необходимо определить причины выявленного несоответствия и разработать рекомендации по повышению эффективности использования ТЭР.

   2. При повторных обследованиях следует проводить анализ динамики показателей энергетической эффективности с выявлением причин их изменения и разработкой энергос-берегающих мероприятий в случае их ухудшения.

содержание   ..  1  2  3   ..