УТВЕРЖДЕНО
Начальник Департамента
Госэнергонадзора Минтопэнерго
Б.П.Варнавский
14 апреля 1999 года

ПРОГРАММА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ


Общие положения

    
    Энергетические обследования проводятся в соответствии с Федеральным законом "Об энергосбережении", постановлением Правительства РФ от 15.06.98 N 588 и "Правилами проведения энергетических обследований организаций", утвержденными Минтопэнерго 25.03.98 года.
    
    Существуют шесть видов энергетических обследований:
    
    - предпусковое;
    
    - первичное;
    
    - периодическое (повторное);
    
    - внеочередное;
    
    - локальное;
    
    - экпресс-обследование.
    
    Обязательным энергетическим обследованиям подлежат организации с суммарным годовым потреблением ТЭР более 6 тыс. тонн условного топлива или более 1 тыс. тонн моторного топлива в год.
    
    Периодичность обязательных энергетических обследований - не реже одного раза в 5 лет.
    
    Целью энергетического обследования является проверка:
    
    - эффективности работы оборудования, сооружений и схем, использующих топливно-энергетические ресурсы, или вырабатывающих тепловую и электрическую энергию;
    
    - состояния учета используемых и отпускаемых ТЭР;
    
    - отчетности по использованию ТЭР;
    
    - анализа затрат на топливо и энергообеспечение;
    
    - анализа себестоимости энергетического производства.
    
    По результатам обследования выдается предписание (рекомендации) об устранении нарушений в использовании ТЭР и повышении эффективности их использования.
    
    Результаты обследования заносятся в энергетический паспорт электростанции.     
    

1. Топливообеспечение ТЭС

    
    1.1. При проведении энергетического обследования предприятия необходимо проанализировать проектную схему топливообеспечения ТЭС:
    
    - Какой вид топлива определен директивным органом для ТЭС, когда, номер документа. Объем поставок топлива.
    
    - Какой вид топлива заложен в проектные решения по ТЭС.
    
    - На какой вид топлива установлено котельное оборудование и оборудование топливоподачи. Проводилась ли реконструкция оборудования, если проектный вид топлива не соответствует фактическому.
    
    - Проводились ли режимно-наладочные испытания на непроектном виде топлива. Проанализировать их результаты и выполнение рекомендованных мероприятий.
    
    - В случае сжигания нескольких видов непроектного топлива одновременно проанализировать, что сделано для совместного сжигания этих видов топлив (испытания, реконструкция, режимные карты и т.д.).
    
    - Выяснить причины сжигания непроектных видов топлива, а также влияние этого на экономичность и надежность работы ТЭС.
    
    1.2. Провести контроль топливного режима ТЭС, а именно:
    
    - Проанализировать, на каком виде топлива меньше затраты на топливообеспечение, в том числе:
    
    а) на перевозки топлива по железной дороге;
    
    б) оперативность поставки топлива;
    
    в) выгрузку топлива и его перевозку в пределах ТЭС;
    
    г) затраты на размораживающее устройство;
    
    д) затраты на содержание ж/д путей, погрузо-разгрузочной техники, топливоподачи, подвижного состава, необходимого персонала;
    
    - Проанализировать законченность проектных схем для подачи и сжигания различных видов топлива (газ, мазут, уголь).
    
    - Проанализировать железнодорожные поставки твердого топлива и мазута (время в пути, затраты на возврат порожняка к месту загрузки угля и мазута).
    
    - Определить необходимые затраты на реконструкцию схем выгрузки, подачи, переработки и сжигания непроектных видов топлива.
    
    - Провести анализ цены каждого вида топлива, а также цены топлива при совместном сжигании нескольких его видов.
    
    - Оценить затраты тепловой и электрической энергии на собственные нужды при сжигании различных видов топлива.
    
    - Сравнить затраты на производство энергии в объемах, определенных ЦДУ. Оценить значимость и необходимость ТЭС для региона. Рассмотреть альтернативные варианты электро- и теплоснабжения региона от других источников электрической и тепловой энергии с учетом возможности приема дополнительной мощности при останове ТЭС и пропускной способности ЛЭП и электроподстанций.
    
    - Проанализировать систему газоснабжения электростанции в целях рассмотрения экономической целесообразности внедрения режима топливообеспечения ТЭС по схеме: "основное-газ, аварийное - мазут", что позволит исключить строительство сероочистки.
    
    1.3. Проанализировать договора на поставку топлива на электростанцию в целях снижения цены топлива за счет исключения из схем поставок топлива посредников, а также для определения соответствия положений договоров на поставку требованиям действующего законодательства и межотраслевых НТД.
    

2. Топливный цех

    
    Проанализировать порядок определения количества поступающего топлива [1, п.1.7] при оперативном учете:
    
    - приемку топлива от поставщиков;
    
    - разгрузку топлива;
    
    - хранение;
    
    - подачу топлива на сжигание;
    
    - наличие необходимых поверенных средств измерения для приемки топлива по количеству и качеству при его поступлении (поверка приборов, аттестация и сертификация лаборатории).
    
    2.1. Проверить организацию контроля приемки твердого и жидкого топлива по количеству.
    
    2.1.1. Контроль определения массы угля.
    
    Проверить:
    
    - как проводится взвешивание, с какой скоростью (соответствует ли это инструкции, требуется ли расцепка вагонов) [1, п.2.1, 15.1];
    
    - как проводится взвешивание порожних вагонов (взвешиваются или вес берется по трафарету);
    
    - порядок учета норм (объемов) естественной убыли топлива при перевозках [1, п.2.1.5];
    
    - порядок учета погрешностей измерений [1, п.2, 21].
    
    Проанализировать договоры на поставку топлива по следующим критериям:
    
    а) как определяется вес топлива (по маршруту, по группе вагонов, по каждому вагону и учитывается ли "сухое топливо") [1, п.2.1.7; 2.1.15];
    
    б) как учитывается фактическая влажность и зольность по сравнению с условной [1, п.2.1.22].
    
    Проанализировать уровень технического обслуживания КИП, участвующих в учете топлива.
    
    Проверить проведение госповерок весов.
    
    Проверить наличие подготовленного персонала, методик, инструкций.
    
    2.1.2. Контроль определения массы мазута.
    
    Осуществить проверку:
    
    - определения объема поступающего на ТЭС мазута (обмер или взвешивание) [1, п.2.1.7];
    
    - определения плотности мазута [21];
    
    - порядка учета предельной относительной погрешности при измерении объемно-массовым методом. [22];
    
    - отбора проб мазута для определения в нем балласта (вода, сера и т.п.);
    
    - взвешивания порожних цистерн. Если вес принимается по трафарету, то при обнаружении битумных остатков проводится ли взвешивание;
    
    - организации контроля за качественной выгрузкой топлива;
    
    - учета естественной убыли топлива и ее списание.
    
    2.2. Проверить организацию контроля приемки твердого и жидкого топлива по качеству.
    
    2.2.1. Контроль качества угля:
    
    - проанализировать организацию контроля на ТЭС за поставками угля: по марке, теплоте сгорания, зольности, влажности, сернистости и другим показателям;
    
    - проверить в договорах фактическое проведение контроля топлива по всем показателям качества;
    
    - изучить порядок отбора проб:
    
    а) из вагона,
    
    б) из потока [2, 3, 4, 5];
    
    - проверить методики и организацию фактических проверок для определения основных показателей качества угля: зольности и влажности.
    
    2.2.2. Контроль качества мазута:
    
    - проанализировать организацию отбора проб из цистерны;
    
    - проверить фиксацию результатов проб химцехом и их анализ.
    
    2.3. Проверить организацию контроля поставляемого на ТЭС газообразного топлива.
    
    Осуществить контроль приемки топлива по количеству и качеству, для чего:
    
    - оценить соответствие монтажа расходомерных устройств и организацию их эксплуатации Правилам Госстандарта (далее - Правила) [6, 7];
    
    - провести проверку выполнения требований Правил в части установки сужающих устройств для измерения расхода газа (они должны устанавливаться после фильтров очистки газа до регулирующего клапана (РК) на вводном газопроводе каждого ГРП ТЭС) [1, п.2.3.2];
    
    - проверить величину погрешности дифманометров-расходомеров (должна быть не выше 1%) [1, п.2.3.3];
    
    - проверить наличие утвержденного энергообъединением порядка организации контроля качества газообразного топлива (1, п.2.3.6);
    
    - провести анализ технологической схемы газоснабжения ТЭС от магистрального газопровода до общей газовой задвижки в котельном цехе, включая ГРС (или ГРП);
    
    - проанализировать организацию отбора проб природного газа;
    
    - проверить организацию работы по контролю утечек природного газа и плотности технологических газопроводов.
    
    2.4. Осуществить проверку организации хранения топлива на складах.
    
    2.4.1. Произвести оценку соблюдения предельных норм естественных потерь в процентах при проведении отдельных мероприятий по переработке твердых топлив на ТЭС, включая потери:
    
    - при разгрузке топлива из вагонов;
    
    - перевалочных операциях на открытых складах;
    
    - хранении на складе в течение 1 года;
    
    - транспортировке от склада до бункеров КТЦ [33].
    
    2.4.2. Произвести оценку соблюдения норм естественных потерь при переработке жидких нефтепродуктов и топочного мазута при проведении отдельных операций по сливу и приемке из ж/д цистерн, а также при хранении в резервуарах [34].
    
    2.4.3. Произвести оценку изменения качества топлива на открытых складах путем периодического анализа средних проб топлива по штабелям на определение и . При этом по графику производят внешний осмотр штабелей для определения внешних признаков самонагревания и самовозгорания. Необходимо также проверить периодичность и оценку температур топлива в штабеле термощупами или специальными термометрами.
    
    2.4.4. Произвести оценку соблюдения нормативных значений расхода тепла на мазутное хозяйство ТЭС в зависимости от марки мазута, включая нормы расхода тепла:
    
    - при сливе мазута;
    
    - подогреве мазута в мазутоподогревателях;
    
    - транспортировке мазута по трубопроводам;
    
    - хранении мазута в ж/б и металлических резервуарах;
    
    - для поддержания мазутонасосной в горячем резерве;
    
    - для поддержания приемосливного устройства в резерве и другие расходы тепла на собственные нужды мазутного хозяйства [35].
    
    2.5. Проанализировать порядок списания естественных потерь топлива [1, п.2.5].
    
    2.6. Проверить организацию на ТЭС претензионной работы по количеству и качеству топлива [1, п.2.6].
    
    2.7. Проконтролировать, как осуществляется учет топлива, используемого на хозяйственные и другие нужды, а также отпускаемого на сторону. Проверить списание топлива на опробование оборудования при вводе его в эксплуатацию после монтажа и во время проведения средних и капитальных ремонтов [1, п.2.7].
    
    2.8. Провести контроль списания примесей и отходов [1, п.2.8, п/п. 2.8.3].
    
    2.9. Проконтролировать организацию работы по учету топлива при списании его на технологические нужды, проверить наличие:
    
    - конвейерных весов с погрешностью не выше 1% [1, п.2.9];
    
    - уровнемеров в резервуарах мазута с погрешностью не более 0,5 см (при измерении по месту) и 1,5 см (при дистанционном измерении).
    
    2.10. Проверить организацию учета твердого топлива и мазута. Проанализировать инвентаризацию остатков твердого и жидкого топлива [1, п.2.10 и 2.11]:
    
    - документальную - 1 раз в месяц [8];
    
    - инструментальную - 1 раз в 3 месяца [9];
    
    - в период, когда на складах находится наименьшее количество топлива (контрольная инвентаризация);
    
    - после стихийных бедствий.
    
    Проанализировать порядок списания недостачи топлива (в случае ее выявления) по результатам документальной и инструментальной инвентаризации топлива [1, п.2.11].
    
    2.11. Провести анализ технического учета топлива [1, разд.З].
    
    2.11.1. Проверить организацию определения теплоты сгорания топлива на накопительной пробе [1, п.3.5], порядок определения расхода топлива в целом за месяц [23].
    
    2.11.2. Проконтролировать порядок определения удельных расходов топлива по отдельным группам оборудования и в целом по ТЭС [1, п.3.9]:
    
    - при наличии средств учета - по прямому балансу;
    
    - при отсутствии средств измерений - по обратному балансу котлов.
    
    2.12. Проверить учет дополнительных затрат на разогрев и выгрузку смерзшегося топлива [1, прил.[25].
    
    2.12.1. Проанализировать температурный режим работы размораживающего устройства, а также:
    
    состояние калориферов и других подогревателей;
    
    утепление здания размораживающего устройства (стены, кровля, ворота).
    
    2.13. Проконтролировать организацию подогрева мазута:
    
    - в мазутонасосной;
    
    - перед подачей в котел.
    
    2.14. Проконтролировать состояние мазутопроводов и их паровых спутников.
    
    2.15. Проверить состояние теплоизоляции оборудования и мазутопроводов в пределах топливного цеха, теплоизоляции бакового хозяйства, подогревателей и паропроводов в схемах подачи мазута, а также оборудования мазутонасосной.
    
    2.16. Проверить эффективность работы дробилок и учет электрической энергии на них.
    
    2.17. Изучить вопрос и проверить фактическое списание потребленной электроэнергии сторонними потребителями, не связанными с технологией обработки и подачи топлива, подключенными к шинам распредустройств топливного цеха (если таковые имеются).
    
    2.18. Проконтролировать затраты, связанные с организацией перевозки твердого и жидкого топлива по железнодорожным путям ТЭС. Проверить организацию учета потерь топлива при перевозках по железнодорожным путям ТЭС.
    
    2.19. Проанализировать организацию учета и списания расходов тепловой энергии на отопление и вентиляцию зданий и сооружений топливного цеха [10].
    
    2.20. Проверить состояние расходомерных узлов, а также прохождение ими госповерки. Проконтролировать соответствие монтажа расходомерных устройств Правилам [11].
    
    2.21. В целях выявления погрешностей учета топлива (газ, мазут) проверить, каким способом проводится обсчет диаграмм планиметра. Проверить проведение поверок планиметра.
    
    2.22. Изучить систему учета топлива, находящегося в бункерах котлов. Рассмотреть вопросы, связанные:
    
    - с зависанием топлива в бункерах;
    
    - подачей воды в бункера при тушении тлеющего топлива;
    
    - подачей воды при влажной уборке бункерной галереи и др.
    
    Оценить влияние этих факторов на качество топлива, поступающего в котел.
    
    2.23. Проверить порядок учета воды (конденсата) в мазутном хозяйстве.
    
    2.24. Проанализировать схемы мазутопроводов в пределах мазутонасосной и до котлов в целях выяснения рациональности схем рециркуляции "горячего" мазута и учета потерь тепла при этом.
    
    2.25. Провести контроль бухгалтерского учета топлива [1, разд.4].
    
    2.25.1. Проанализировать правильность списания потерь, недостач, а также учет излишков твердого и жидкого топлива.
    
    2.25.2. Проверить списание газообразного топлива по расходу и стоимости.
    
    2.25.3. Проверить порядок отпуска топлива (уголь, мазут, газ) на сторону. Проанализировать порядок списания и учета топлива при этом.
    
    2.26. Провести детальный анализ всех договоров на поставку топлива в целях выявления завышения цены топлива (посредниками) по сравнению с ценой основного поставщика.
    
    2.27. Проверить состояние оборудования и систем топливного цеха в соответствии с требовании ПТЭ [14, разд. 4.1, п.1.1.3-1.1.6].
    
    

3. Котельный цех

    
    3.1. Проконтролировать по каждому котлу ведение режимов в соответствии со своевременно пересмотренными режимными картами.
    
    3.2. Проверить по каждому котлоагрегату:
    
    - проведение режимно-наладочных испытаний (не реже 1 раза в 3 года при мощности котлоагрегата до 100 Гкал/ч и 1 раз в 2 года при мощности более 100 Гкал/ч) [19, п.43];
    
    - расчет расхода топлива по обратному балансу;
    
    - расчет КПД котла брутто по прямому балансу.
    
    3.3. Проверить организацию электростанцией контроля за присосами воздуха [19, п.107-110].
    
    3.4. Проверить работоспособность кислородомеров в целях контроля за режимом горения топлива и расчета коэффициента избытка воздуха [19, п.104-106].
    
    3.5. Проверить работоспособность систем авторегулирования в пусковых режимах котла. Оценить качество работ регуляторов.
    
    3.6. Провести контроль организации регулярных (не реже 1 раза в месяц) анализов состава продуктов сгорания. Проверить своевременность поверок газоанализаторов.
    
    3.7. Осуществить проверку организации контроля за параметрами пара и мазута, подаваемых на котлы (температура, давление) в форсунки.
    
    3.8. Проверить состояние расходомерных устройств и их соответствие требованиям Правил (топливо, пар, горячая вода и др.) [11, формы 3 тех, 6 ТП, 11 СН].
    
    3.9. Проанализировать правильность расчета нормативных удельных расходов топлива. Проверить наличие пересмотренных нормативных характеристик оборудования [19, разд. 3, прил. 10].
    
    3.10. Проверить баланс расхода газа:
    
    - по расходомерам коммерческого учета в общем по ТЭС;
    
    - расходомерам поагрегатного учета газа на котлах.
    
    3.11. Оценить состояние изоляции и обмуровки оборудования и трубопроводов пара и горячей воды, а также арматуры. Проверить документы по паспортизации изоляции.
    
    3.12. Проверить работу калориферов (и их состояние) для подогрева воздуха, поступающего в ВЗП паровых котлов.
    
    3.13. Проанализировать по отчетной документации выдерживание параметров по всем потокам котлов (пар, питательная вода, продувки, дымовые газы, воздух и т.д.).
    
    3.14. Проверить расчет КПД котлов, их соответствие замерам потерь тепла и топлива на каждом котле [19, п.112-116].
    
    3.15. Проверить работу вспомогательных механизмов котлов (дымососов, дутьевых вентиляторов, мельниц и т.д.), характеристики их работы, загрузку в соответствии с характеристиками, использование вторых скоростей для дымососов и вентиляторов.
    
    3.16. Проанализировать загрузку котлов по сторонам топки, пароперегревателя в соответствии с режимными картами.
    
    3.17. Проконтролировать работоспособность автоматики на каждом котле (горения, впрыска, продувки и т.д.). Оценить расход воды на впрыск и продувку.
    
    3.18. Проанализировать внеплановые и плановые пуски, определить затраты топлива, тепла и электроэнергии на пуски [19, табл.7.1, прил.7].
    
    3.19. Проанализировать баланс пара, отпускаемого с котлов, с учетом его распределения по всем потокам (через турбину и помимо турбины).
    
    3.20. Проанализировать величины потерь пара и конденсата, их обоснованность и учет. Организация работы по снижению потерь. Использование тепла конденсата и выпара расширителей непрерывной продувки (РНП), регенерирующих установок.
    
    3.21. Провести оценку технического состояния элементов пароводяного и воздушного трактов котлов [19, п.116]:
    
    - пароперегревателя (сколько пакетов отглушено, наличие шлака, технические показатели);
    
    - водяного экономайзера (техническое состояние и показатели работы);
    
    - воздухоподогревателя (техническое состояние и показатели работы).
    
    3.22. Проверить состояние узлов топочной камеры:
    
    - холодной воронки;
    
    - примыканий пылеугольных шахт;
    
    - открытых лючков-гляделок и люков,
    
    - зашлакованность поверхностей нагрева и т.д.
    
    3.23. Оценить:
    
    - состояние схем обдувки поверхностей нагрева и организацию забора воздуха на котлы (горелки, форсунки, дутье);
    
    - целостность коробов воздухопроводов от вентиляторов до горелок, состояние регулирующей арматуры;
    
    - газоплотность внутренних газоходов от бункера котлов до скрубберов и дымососов.
    
    3.24. Проанализировать расход тепловой и электрической энергии на собственные нужды котельного цеха [19, п.36,40, п.117-119, прил.5].
    
    3.25. Проанализировать порядок списания топлива, израсходованного в период средних и капитальных ремонтов [19, п.92-95].
    
    3.26. Проверить наличие расчетных норм расхода газа и мазута при сжигании угля. Оценить экономию (перерасход) в соответствии с нормами фактических расходов мазута и газа [19, п.121].
    
    3.27. Оценить состояние здания главного корпуса по потерям теплоты (стены, кровля, остекление и т.д.).
    
    3.28. Проанализировать качество ведения водно-химического режима котлов в целях выяснения дополнительных продувок котлов по этим причинам.
    
    3.29. Провести анализ работы водогрейных котлов [19, п.9, макет 15506, прил.3].
    
    Для водогрейных котлов проверить соответствие расходов воды (рециркуляционной, расхолодки и поступающей в тепловую сеть) в целях обеспечения требуемых температур сетевой воды на входе в котел и на выходе в тепловую сеть и соответствующих этому затрат электроэнергии на привод рециркуляционных насосов.
    
    Проверить:
    
    - состояние горелок, форсунок, их тарировку и фактическую работу;
    
    - режим сжигания мазута и газа (температура, давление, коэффициент избытка воздуха, качество распыла мазута и т.д.);
    
    - потери с уходящими газами;
    
    - состояние обмуровки и изоляции в пределах водогрейной котельной;
    
    - состояние конвективной части;
    
    - частоту обмывок котлов, учет расхода тепла и воды с обмывками, выяснить причины частых обмывок (если они есть);
    
    - расход электроэнергии на собственные нужды [19, прил.5];
    
    - наличие подогрева воздуха перед топкой котла;
    
    - потери тепла на обогрев неработающих котлов горячим воздухом и за счет поддержания необходимой рециркуляции сетевой воды через неработающие котлы.
    
    3.30. Проконтролировать затраты тепла и топлива на отопление зданий котельного цеха, наличие парового отопления [19, с.73].
    
    3.31. Оценить состояние оборудования котельного цеха по показателям экономичности (до и после выполняемых ремонтов) [13].
    
    3.32. Оценить целесообразность затрат на проведение годовых капитальных, средних и текущих ремонтов в сравнении с затратами на замену оборудования, отработавшего нормативный срок.
    
    3.33. Провести сравнительный анализ затрат топлива, энергии, ремонтных и эксплуатационных издержек, расходов, связанных с эксплуатацией и ремонтом котлов при работе:
    
    а) на твердом топливе;
    
    б) газе.
    
    3.34. Проконтролировать организацию инструментального обследования для оценки фактического состояния сооружений, зданий, схем и т.д. котельного цеха. При обследовании обратить внимание:
    
    - на фактические присосы;
    
    - избытки воздуха при сжигании различных видов топлива;
    
    - содержание СО в уходящих дымовых газах;
    
    - температуру уходящих газов;
    
    - температуру питательной воды на входе в барабан;
    
    - температуру питательной воды на входе в ЭКО;
    
    - подогрев питательной воды в ЭКО;
    
    - фактические величины продувки котла;
    
    - состояние внутренних поверхностей нагрева (величина отложений по результатам анализа контрольных вырезок);
    
    - выдерживание параметров работы котла по всем потокам;
    
    - оценку работы котла в режиме оптимальных нагрузок (установить оптимальную нагрузку котла). Проанализировать потери топлива за год в результате работы котла в режимах, отличных от оптимальных;
    
    - управление котлов в автоматическом режиме и потери топлива по причинам неработоспособности автоматики;
    
    - потери тепла через обмуровку, изоляцию, стены и другие конструкции зданий;
    
    - потери тепла через остекление.
    
    3.35. Проанализировать ведение водно-химического режима котлоагрегатов.
    
    3.35.1. Оценить фактическое состояние, в том числе загрязненность поверхностей нагрева в сравнении с нормативным:
    
    - экономайзера;
    
    - экранов;
    
    - конвективных труб водогрейных котлов.
    
    Оценить влияние загрязненности поверхностей на перерасход топлива.
    
    3.35.2. Проанализировать проведение очисток котлов от внутренних отложений и их обоснованность.
    
    3.35.3. Проверить расход топлива и электроэнергии на очистку котлов в сравнении с нормативным (сравнить по чистоте очисток и расходам; включая также расход на водоподготовку на нужды очисток, на обезвреживание отмывочных растворов).
    
    3.35.4. Выполнить оценку проведения консервации котлов (фактические данные в сравнении с нормативными).
    
    Проверить:
    
    - обоснованность технологии;
    
    - фактические затраты топлива и электроэнергии на консервацию и расконсервацию, на обезвреживание растворов-консервантов;
    
    - эффективность консервации (по индикаторам, вырезкам и т.п.).
    
    3.35.5. Провести анализ энергетических потерь на продувку котлов (в пересчете на топливо):
    
    - обоснованности величины непрерывной продувки, частоты и длительности периодических продувок;
    
    - энергетических потерь непосредственно на продувке;
    
    - энергетических потерь на подготовку воды, замещающей продувочную воду;
    
    - учета продувок по расходомерам и по данным химконтроля.
    
    3.35.6. Дать оценку энергетических потерь на организацию химконтроля (на отбор проб).
    
    3.35.7. Определить величины энергетических потерь на организацию водно-химического режима (ВХР) при пуске котла (до начала растопок и в процессе растопки):
    
    - на водные промывки;
    
    - дополнительные продувки;
    
    - предпусковую деаэрацию и др.
    
    3.36. Проверить эффективность работы скрубберов, золоуловителей, электрофильтров.
    
    3.37. Проверить состояние конструкций внешних газоходов от дымососов до дымовой трубы. Провести оценку присосов воздуха и падение температуры уходящих по всему тракту газоходов и соответствие их нормативам.
    
    3.38. Проверить целостность компенсаторов температурных расширений газоходов, состояние и работоспособность шиберов дымососов, наличие и участки золовых и сажистых отложений в газоходах и цокольной части дымовой трубы.
    
    3.40. Провести анализ работы ограждающих конструкций внешних газоходов на тепло-влажностный режим для оценки величины конденсации влаги в толще ограждений.
    
    3.41. Провести анализ состояния дымовых труб и режимов их работы в зависимости от режимов работы котлов, вида сжигаемого топлива и соответствие их проектным техническим характеристикам.
    
    3.42. Провести анализ работы ограждающих конструкций дымовых труб на тепловлажностный режим.
    
    

4. Турбинный цех

    
    4.1. Проанализировать результаты работы турбогенераторов [19, п.44-48]:
    
    - выработку электрической энергии, в т.ч. по теплофикационному циклу;
    
    - отпуск тепловой энергии за счет пара регенеративных отборов турбогенераторов.
    
    4.2. Проверить пароконденсатный баланс турбины [19, п.49-52, п.57-59]:
    
    - общий расход пара на турбину;
    
    - отпуск тепла из отборов в тепловые схемы турбинного и других цехов;
    
    - расход пара в конденсатор и т.д.;
    
    - расход тепла на собственные и хозяйственные нужды турбинного цеха и ТЭС.
    
    4.3. Проанализировать пуски турбин (из холодного состояния, из горячего состояния, на скользящих параметрах) плановые, внеплановые; соблюдение норматива времени и причин невыдерживания его.
    
    4.3.1. Выполнить анализ времени отмывки турбины при пусках (определить расход сбрасываемого в канализацию конденсата).
    
    4.3.2. Провести оценку потерь тепла и электрической энергии на пуски турбин. Проверить, как ТЭС анализирует пуски и учитывает ли потери энергии.
    
    4.3.3. Оценить включение (пуск) в работу регенерации турбин (наличие норм времени включения, режимов отмывки и фактических данных по включению: продолжительность, потери тепла, потери пара и конденсата).
    
    4.4. Проанализировать выдерживание основных параметров по турбинам (свежий пар, температура его, пар отборов и температура, подогрев питательной воды, вакуум и т.д.) в сравнении с нормативами [19, п.60-68, п.72-80].
    
    4.5. Проверить по температурному напору состояние регенеративных подогревателей турбины и конденсатора в сравнении с допустимым [19, п.81-86].
    
    4.6. Проанализировать по всем турбинам в отдельности фактический удельный расход тепла брутто на производство электрической энергии в сравнении с нормативным [19, п.87-88].
    
    4.7. Провести анализ использования установленной мощности турбогенераторов [19, п.1]:
    
    - электрической;
    
    - тепловой (отдельно с горячей водой и паром).
    
    4.8. Провести анализ ухудшения показателей работы турбин и электрической станции в целом в связи со снижением отпуска тепла потребителям за счет свертывания производства [19, формула 20, с.14, п.28-29].
    
    4.9. Оценить расход электрической энергии на собственные нужды ТЭС в сравнении с нормативным.
    
    4.10. Оценить расход тепловой энергии на собственные нужды ТЭС в сравнении с нормативным.
    
    4.11. Проанализировать работу градирен, прудов-охладителей и брызгальных бассейнов в сравнении с разработанными характеристиками для различных нагрузок и метеорологических условий [19, п.1.2.11, прил.10].
    
    4.12. Проверить состояние средств учета тепла, отпускаемого от турбин и из турбинного цеха, их соответствие требованиям Госстандарта.
    
    4.13. Проанализировать расход тепла и электроэнергии на отопление, вентиляцию, хозяйственные нужды турбинного цеха в сравнении с нормативом.
    
    4.14. Оценить состояние здания турбинного цеха по потерям тепла (стены, окна, кровля).
    
    4.15. Произвести проверку (оценку) потерь пара и конденсата в пределах тепловых схем турбинного цеха.
    
    4.16. Проанализировать работу деаэраторных установок.
    
    4.16.1. Проверить:
    
    - состояние изоляции и величину потерь из-за ее нарушений;
    
    - тепловой баланс деаэраторной установки в целом;
    
    - использование тепла выпаров деаэраторов;
    
    - результат работы деаэраторов по дегазации воды.
    
    4.16.2. Проанализировать экономическую целесообразность применения "нетермических" деаэраторов.
    
    4.17. Оценить водно-химический режим работы оборудования турбинного цеха и состояние внутренних поверхностей нагрева. Выяснить, как часто происходит нарушение водно-химического режима (повышения жесткости воды, завышения содержания кислорода) по всем потокам турбинного цеха. Выяснить, куда сбрасывается "грязный" конденсат (его возможное использование).
    
    4.18. Оценить работу сетевых установок.
    
    4.18.1. Проанализировать:
    
    - поддержание температуры прямой и обратной сетевой воды в соответствии с утвержденным температурным графиком;
    
    - причины отклонений по температуре прямой и обратной воды и потери электрической энергии в связи с этим (затраты на перекачку);
    
    - наличие приборов, соответствующих Правилам учета воды и тепла, по всем потокам;
    
    - состояние схем сетевых трубопроводов, подогревателей, насосных групп (сетевые, подпорные рециркуляции, конденсатные и т.д.). Проверить их соответствие проектным схемам. Проанализировать оптимальность работы схем.
    
    4.18.2. Проанализировать указанные в инструкциях и других распорядительных документах нормативные характеристики по давлению сетевой воды в прямом и обратном трубопроводах и сопоставить их с пьезометрическим графиком города (с учетом его по зонам города).
    
    4.18.3. Проверить:
    
    - фактическую подпитку тепловых сетей в сравнении с нормативной и потери тепла в связи с увеличенной подпиткой, в том числе, из-за сливов воды;
    
    - общее состояние теплосетевого оборудования (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;
    
    - плотность перегородок водяных камер подогревателей и т.д.
    
    4.19. Проанализировать оптимальность использования проектных схем главных паропроводов, питательных трубопроводов, паропроводов на производство. Рассмотреть возможные варианты отпуска пара потребителям для выявления резервов экономии.
    
    4.20. Проанализировать работу БРОУ, РОУ. Необходимость их работы и причины работы на редуцированном паре. Анализ потерь энергии в связи с этим.
    
    4.21. Проверить состояние отчетности по использованию ТЭР в целом по ТЭС.
    
    4.22. Оценить проведение самоанализа техотделом ТЭС по результатам работы ТЭС (за месяц, квартал, год). Проверить организацию работы по выявлению потерь электрической и тепловой энергии и их устранению.
    
    4.23. Оценить техническое состояния турбоагрегатов по показателям экономичности (до и после ремонтов) с учетом затрат на проведение ремонтов [12].
    
    4.23.1. Проверить порядок проведения экспресс-испытаний, по результатам которых проанализировать:
    
    - зависимость электрической мощности турбоагрегата от давления в контрольной ступени турбины при отключенной регенерации;
    
    - состояние проточной части турбины;
    
    - эффективности работы системы регенерации;
    
    - эффективности работы конденсационной установки;
    
    - вибрационное состояние подшипников турбоагрегата при пуске и работе при различных нагрузках;
    
    4.23.2. Произвести снятие статической характеристики системы регулирования и сравнить ее со статической характеристикой, данной заводом-изготовителем.
    
    4.24. Оценить работу питательной установки (ПЭН, ПВД):
    
    - уровень загрузки ПВД;
    
    - плотность впускного клапана и отсутствие потоков помимо ПВД (при включенном ПВД);
    
    - правильность снятия характеристик ПЭН и разработку диаграмм совместной работы ПЭН;
    
    - схемы отсоса воздуха из ПВД в целях повышения эффективности работы.
    
    4.25. Проанализировать технико-экономическую эффективность работы системы циркуляционного водоснабжения:
    
    - определить КПД циркуляционных насосов по результатам испытаний (в сравнении с данными завода-изготовителя), выявить потери электроэнергии по этой причине, выявить факты, влияющие на увеличение потерь;
    
    - использование тепла сбросного циркуляционного водовода, выявить резервы экономии.
    
    4.26. Проверить соблюдение периодичности проведения режимно-наладочных испытаний турбины и выполнение мероприятий по их результатам.
    
    4.27. Проанализировать организацию инструментальных обследований оборудования турбинного цеха для выявления:
    
    - состояния проточной части турбин;
    
    - состояния поверхностей нагрева подогревателей и конденсатора;
    
    - фактических удельных расходов тепловой энергии на выработку электрической энергии;
    
    - оптимальности работы вспомогательного оборудования турбинного цеха, в том числе с учетом параллельной работы насосных групп и т.д.
    
    4.28. Проверить соответствие фактического температурного графика отпуска тепла расчетному графику; фактического расхода сетевой воды - расчетному расходу раздельно на собственные нужды и в тепловую сеть для выявления причин несоответствия располагаемой мощности ТЭС подключенной тепловой нагрузки (если таковые имеются).
    
    4.29. Для выявления потерь напора сверх обусловленных технологическим процессом провести анализ потерь напора на преодоление гидравлического сопротивления коммуникаций и оборудования по тракту сетевой воды (сетевые подогреватели, водогрейные котлы, арматура и т. п.) для выявления необоснованных затрат электроэнергии на привод сетевых насосов.
    
    4.30. Провести обследование систем теплопотребления зданий промплощадки ТЭС для выявления соответствия размеров потребления тепловой энергии и сетевой воды проектным (расчетным) значениям.
    
    4.31. Проверить работоспособность систем авторегулирования турбины и ее вспомогательного оборудования. Оценить качество работы регуляторов.
    
    4.32. Осуществить контроль плотности вакуумных систем турбоустановок по измерениям присосов воздуха.
    
    4.33. Провести проверку состояния системы охлаждения конденсаторов.
    
    4.33.1. Проверить удельную загрязненность поверхности теплообмена и вид отложений.
    
    4.33.2. Проанализировать влияния отложений на поверхностях теплообмена:
    
    - на потери вакуума из-за отложений;
    
    - недовыработку электроэнергии и перерасход топлива из-за отложений (в том числе на циркуляцию воды);
    
    - энергетические потери, связанные с очистками конденсаторов.
    
    4.33.3. Провести контроль присосов охлаждающей воды:
    
    - величины присосов (фактическая и нормативная), частоты повышения присосов;
    
    - энергетических потерь, обусловленных присосами, в том числе прямых и на замещение потерь воды с увеличивающейся продувкой (на водоподготовку);
    
    - энергетических потерь на ремонт конденсаторов для устранения повышенных присосов.
    
    4.33.4. Оценить энергетические потери в оборотных системах охлаждения:
    
    - обоснованность величины продувки и капельного уноса;
    
    - расход энергии (в том числе в пересчете на топливо) в оборотной системе:
    
    а) на циркуляцию воды;
    
    б) восполнение потерь воды с продувкой (обоснованность продувки).
    
    4.33.4. Определить присосы воздуха. Оценить влияние присосов на теплообмен в конденсаторах.
    
    4.34. Осуществить контроль сетевых подогревателей.
    
    Оценить:
    
    - состояние поверхностей нагрева;
    
    - величину сдувок (отсосов) пароводяной смеси (ПВС) для повышения теплопередачи и снижения коррозии;
    
    - величину присосов;
    
    - количество конденсатов, загрязненных присосами воды, и перерасход энергии при этом (прямой и на замещение);
    
    - возможность вторичного использования загрязненных конденсатов;
    
    - перерасход энергии на ремонт и очистку подогревателей.
    
    4.35. Провести контроль подогрева сырой воды для химцеха.
    
    4.36. Оценить состояние и работу деаэраторов:
    
    - обоснованность величины выпаров;
    
    - использование тепла выпаров;
    
    - эффективность деаэрации по удалению кислорода, свободной и связанной углекислоты.
    
    4.37. Проконтролировать потери тепла на пробоотбор (прямые и на замещение слитых проб).
    
    4.38. Оценить потери тепла с дренажными конденсатами. Проконтролировать их количества, возможность вторичного использования, экономическую эффективность очистки и утилизации тепла, обоснованность сброса.
    
    4.39. Проверить соответствие фактических расходов энергетических масел нормативным показателям, эффективность работы узлов регенерации, очистки и повторного использования масел.
    
    4.40. Оценить фактические потери (затраты) 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.
    
    

5. Электрический цех

    
    5.1. Проверить эффективность работы оборудования и систем, находящихся в ведении электрического цеха:
    
    - резервных трансформаторов собственных нужд (нормально включены или отключены);
    
    - освещения во всех помещениях [31, п.1.3.9.];
    
    - систем вентиляции и электрического отопления помещений [31, п.1.3.15];
    
    - режимов работы генераторов и охлаждающих сред;
    
    - систем утилизации тепла охлаждающих агентов;
    
    - электролизных установок и т. д.
    
    5.2. Проанализировать схемы питания собственных нужд ТЭС и потребительских КРУ в целях:
    
    - проверки выполнения требований Правил о недопустимости подключения к шинам собственных нужд сторонних потребителей. Для этого проверить порядок учета электроэнергии по этим линиям и ее списание [14, п.6.6.3];
    
    - оценки правильности учета и списания электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды ТЭС (в случае наличия производственных нужд провести по ним аналогичную проверку) [15, прил. N 1,4, п.2.8];
    
    - оценки ежемесячного баланса электроэнергии на ТЭС [15, прил.].
    
    5.3. Проверить состояние схем и средств учета электроэнергии [16, п.1.5.15].
    
    Основная цель:
    
    - выявление соответствия класса точности расчетных счетчиков требованиям Правил [16, п.1.5.15];
    
    - проверка отсутствия паек в электропроводах к счетчикам расчетного учета [16, п.1.5.33];
    
    - наличие на счетчиках 2 пломб;
    
    а) на винте, крепящем кожух счетчика, - пломба госповерителя;
    
    б) на зажимной крышке - пломба энергоснабжающей организации;
    
    - выявление соответствия класса точности счетчиков реактивной энергии требованиям Правил (на 1 ступень ниже класса точности активного счетчика) [16, п.1.5.15];
    
    - выявление в схемах учета электроэнергии других включенных приборов и устройств, влияющих на точность учета или на приборы учета, включенных в схемы РЗА и т.п.;
    
    - оценка загрузки вторичных обмоток измерительных трансформаторов с определением (инструментально) величин потерь в цепях напряжения расчетных счетчиков и счетчиков технического учета [16, п.1.5.19];
    
    - проверка наличия утвержденной руководителем схемы размещения приборов расчетного и технического учета электрической энергии, соответствующей полному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом [15, п.10.1; 10.2];
    
    - проверка периодичности и объемов контроля расчетных счетчиков в соответствии с местной инструкцией [15, п.10.11 - 10.16].
    
    5.4. Проверить расчет и учет потерь в главных трансформаторах электростанции [15, п.3.11].
    
    5.5. Проконтролировать достоверность учета электроэнергии по фактическому и допустимому небалансу, а также достоверность анализа расчетов предела допустимой относительной погрешности [15, п.3.13 - 3.15, 3.17].
    
    5.6. Проверить помещения и температурный режим в них, где установлены приборы учета (не ниже 0°С, не выше 40°С) [15, п.1.5.27].
    
    5.7. Проверить на ТЭС с поперечными связями наличие счетчиков технического учета на стороне генераторного напряжения повышающих трансформаторов (для контроля правильности показаний рабочих генераторных счетчиков) [15, п.1.5.40].
    
    5.8. Проверить соответствие класса точности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения для присоединения расчетных счетчиков (не более 0,5). При первичном обследовании ТЭС проверить реальную погрешность трансформаторов тока для коммерческого учета на всех присоединениях [15, п. 1.5.16].
    
    5.9. Проверить уровень загрузки для определения оптимальности режима работы трансформаторов ТЭС (главных, резервных, трансформаторов собственных нужд) и генераторов для определения возможных потерь при отклонении загрузки оборудования от оптимального.
    
    5.10. Проверить надежность схемы электроснабжения собственных нужд. Оценить потери ТЭР из-за технологических нарушений в работе оборудования, связанных с ослабленными схемами электрического снабжения.
    
    

6. Цех тепловой автоматики и измерений

    
    6.1. Провести полную проверку организации учета тепловой энергии и наличия соответствующих приборов для измерения давления, температуры, расхода воды и других параметров.
    
    Проверить:
    
    - наличие документации на узлы учета;
    
    - соответствие расчетных узлов учета тепловой энергии (на тепловыводах ТЭС) требованиям Правил Госстандартов и Правил учета тепловой энергии и теплоносителей;
    
    - состояние учета расхода тепловой энергии на собственные и хозяйственные нужды (распыл мазута, подогрев мазута, размораживающее устройство, отопление, калориферы различного назначения и т.д.);
    
    - наличие безучетного отпуска тепловой энергии сторонним организациям (обогрев вагончиков строителей и других временных зданий и сооружений; отпуск пара и горячей воды на сторону и т.д.);
    
    - организацию учета и порядок списания тепловой энергии, отпускаемой предприятиям АО-энерго (ремонтные предприятия, спецэнергоремонт, автоколонны АО-энерго, здания АО-энерго и других предприятий, расположенных вне территории ТЭС);
    
    - организацию учета и порядок списания тепловой энергии, отпускаемой организациям, расположенным в пределах главного корпуса ТЭС, административных и прочих зданий, вспомогательных и других корпусов. Проанализировать договора и отнесение затрат на теплоснабжение указанных организаций.
    
    6.2. Провести анализ схем и приборов учета, оценка погрешности учета. Проанализировать организацию работы по калибровке и поверке приборов учета, а также соответствие узлов учета тепловой энергии внутри ТЭС Правилам Госстандарта (для сведения: относительная погрешность не более 4-5% в зависимости от температуры и расхода) [17, разд.5.2].
    
    6.3. Проанализировать состояние учета тепловой энергии по результатам замера фактической погрешности в сравнении с нормативной [18, п.2.4].
    
    6.4. Проверить работоспособность системы розжига горелок котла и ее элементов: запальных устройств, датчиков контроля факела горелок и контроля факела в топке котла.     
    

7. Химический цех

    
    7.1. Проверить наличие норм расхода тепла на подогрев "сырой" воды в турбинном цехе или других схемах и фактический расход. Параметры теплоносителя, используемого для этих целей. Наличие схем использования ухудшенного вакуума, использования "грязного" конденсата для нагрева "сырой" воды.
    
    7.2. Проанализировать расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды химического цеха в сравнении с нормативными.
    
    7.3. Проанализировать дополнительные затраты денежных средств, тепла, топлива, электрической энергии, вызванные необходимостью дополнительной подготовки воды (главная схема и схема подпитки теплосетей) в связи с отклонением от нормативных потерь пара и конденсата и завышенной подпитки теплосети.
    
    7.4. Проверить учет затрат тепловой и электрической энергии и порядок их списания на обогрев и вентиляцию зданий и сооружений ХВО: зданий, помещений, бакового хозяйства, приямков, технологических цепочек и т.д. (пар, горячая вода). Проанализировать соответствие схем проектной схеме и действующим типовым решениям.
    
    7.5. Проверить и оценить состояние и работу пробоотборных точек котельного, турбинного и химического цехов ТЭС.
    
    7.6. Проанализировать по результатам проверки работу лаборатории по топливу. Соответствие ее работы РД 34.09.105-96 и стандартам.
    
    7.7. Изучить и оценить объемы использования регенерационных вод.
    
    7.8. Проверить правильность хранения и полноту использования реагентов, фильтрующих материалов, обоснованность их цен и расходов, наличие поставщиков - посредников.
    
    7.9. Проверить обоснованность отказов в приемке возвращаемого производственного конденсата, величину тепловых потерь при этом и организацию расчетов с потребителя (оценить прямые энергетические потери, возможность утилизации тепла, потери энергии на замещение сброшенного конденсата). Оценить возможности и эффективность очистки производственных конденсатов.
    
    7.10. Проверить соответствие организации и ведения водно-химического режима (ВХР) ТЭС требованиям отраслевых НТД (режимов коррекционной обработки питательной и котловой воды, продувочного режима, режимов отмывок при пусках, режимов консервации при простоях, а также состояние пробоотборных точек и др.).
    
    7.11. Проверить работу водоподготовительных установок (для котла, теплосети, БОУ, очистки конденсатов и пр.) на соответствие требованиям отраслевых НТД, включая расходы реагентов, воды, тепла и электроэнергии на собственные нужды.
    
    7.12. Проверить режимы эксплуатации очистных сооружений на соответствие требованиям НТД, включая расходы реагентов, электроэнергии, тепла и степень повторного использования очищенных вод в цикле ТЭС.     
    

8. В целом по ТЭС

   
    8.1. Провести анализ обоснованности запланированных для внедрения топливо- энергосберегающих технологий (мероприятий).
    
    8.2. Произвести перспективную оценку эффективности внедрения данных технологий (мероприятий) или ущерба от их внедрения с учетом опыта работы других ТЭС.
    
    9. Этапы проведения энергетического обследования ТЭС
    
    Энергетическое обследование ТЭС предполагается проводить в три этапа:
    
    - Первый: собственно обследование реального состояния эксплуатации ТЭС, включая оценку топливоснабжения и топливоиспользования, состояния оборудования и предварительную оценку нормативно-технической документации на ТЭС.
    
    - Второй: оценка действующего контроля основных параметров работы оборудования для обеспечения ведения режимов эксплуатации в соответствии с нормативными характеристиками оборудования, включая оценку погрешности всех измерений и определения удельных расходов условного топлива на отпущенные электрическую и тепловую энергии.
    
    - Третий: разработка мероприятий по совершенствованию топливоиспользования, составление нормативных характеристик основного оборудования и энергетического паспорта ТЭС.
    
    Для организации работ по каждому этапу составляется рабочая программа и календарный план выполнения работ, утверждаемые руководством территориального управления Госэнергонадзора, ТЭС и организации, проводящей энергоаудит.
    
    Результаты работы по каждому этапу обсуждаются организацией-энерго-ауди-тором и эксплуатационным персоналом ТЭС.
    
    

ПЕРВЫЙ ЭТАП

              Обследование состояния и уровня эксплуатации ТЭС

    
    а) На данном этапе выполняется:
    
    - подробный анализ проектно-технической документации;
    
    - оценка состояния оборудования и его остаточного ресурса;
    
    - анализ показателей работы оборудования в условиях нормальной эксплуатации;
    
    - анализ отклонений показателей работы оборудования от проектных и их причины;
    
    - анализ проведенных модернизаций и реконструкций и их результаты;
    
    - проверка нормативных энергетических характеристик оборудования и их соблюдение в условиях эксплуатации ТЭС, включая анализ режимных карт основного и вспомогательного оборудования;
    
    - анализ организации оперативного учета топливоиспользования;
    
    - анализ договоров на топливообеспечение ТЭС.
    
    б) Все вышеперечисленные вопросы рассматриваются по цехам в соответствии с технологической структурой электростанции и для ТЭС в целом, а затем проводится:
    
    - анализ состояния котельного и турбинного оборудования ТЭС по группам, включая оценку состояния и вспомогательного оборудования;
    
    - анализ технико-экономических показателей оборудования ТЭС на проектном топливе, включая расходы электроэнергии на собственные нужды;
    
    - анализ регулировочного диапазона работы основного оборудования ТЭС на различных видах сжигаемого топлива;
    
    - анализ модернизаций основного и вспомогательного оборудования для использования непроектных видов топлива;
    
    - анализ нормативных характеристик и режимных карт основного оборудования при совместном и раздельном сжигании различных видов топлива;
    
    - проверка введенных поправок на изменение качества топлива;
    
    - проверка поправок к удельному расходу топлива при замене 10% твердого топлива на газ или мазут;
    
    - проверка поправок на изменение температуры холодного воздуха, на изменение подогрева воздуха в калориферах;
    
    - анализ затрат топлива на пуско-остановочные режимы;
    
    - анализ затрат топлива на мазутное хозяйство;
    
    - анализ контроля плотности газовых трактов;
    
    - методическая оценка мест установки первичных датчиков контроля параметров и величин, необходимых для составления нормативных характеристик и режимных карт основного оборудования ТЭС;
    
    - анализ водно-химического режима работы оборудования ТЭС;
    
    - первичный анализ работы систем автоматики и тепловых защит энергетического оборудования ТЭС в нормальных и аварийных режимах.
    
    

ВТОРОЙ ЭТАП

    
Оценка погрешности измерения балансовых величин и параметров для
определения удельных расходов условного топлива на отпущенную
электрическую и тепловую энергию

    
    В ходе этого этапа дается оценка:
    
    - погрешности измерения балансовых параметров и суммарной погрешности определения КПД электростанции;
    
    - погрешности определения отдельных тепловых потерь, потерь тепла и электроэнергии на собственные нужды;
    
    - погрешности определения тепловых потерь по каждому из цехов ТЭС;
    
    - погрешности определения балансовых величин за счет неправильности их усреднения по сечению (коэффициента избытка воздуха по тракту котла и за котлом, температуры уходящих газов, температур горячего и холодного воздуха и т.д.);
    
    - правильности усреднения и погрешности при отборе средних проб газа для определения потерь тепла с химическим недожогом;
    
    - суммарной погрешности определения удельных расходов условного топлива на отпущенные электрическую и тепловую энергию;
    
    - погрешности сведения прямого баланса по топливу (твердое и жидкое топливо).
    
    

ТРЕТИЙ ЭТАП

    
Составление нормативных характеристик оборудования при раздельном и
совместном сжигании различных видов топлива

    
    - Составление нормативных характеристик основного котельного и турбинного оборудования по видам оборудования.
    
    - Определение удельных расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергии в целом по ТЭС.
    
    - Разработка системы поправок на отклонения качества топлива и некоторых внешних параметров от условий, на которые составлены нормативные характеристики.
    
    - Разработка таблиц обоснованной точности измерения отдельных параметров и величин.
    
    - Разработка таблицы уставок тепловых защит и сигнализации не выше погрешности измерения отдельных величин.
    
    - Разработка допуска на эксплуатационные условия к удельным расходам топлива на производство электрической и тепловой энергии для отдельных групп оборудования и видов топлива (в %).
    
    - Разработка мероприятий по повышению эффективности топливоиспользования на ТЭС;
    
    - Оценка экономической эффективности перевода ТЭС на сжигание экологически более чистого топлива.
    

СОГЛАСОВАНО
Главный инженер ОРГРЭС
В.А.Купченко
4 марта 1999 года

Список литературы

    
    1. Методические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях. РД 34.09.105-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1997.
    
    2. ГОСТ 10742-71. Угли бурые, каменные и антрацит, горючие сланцы и угольные брикеты. Методика отбора и подготовки проб для лабораторных испытаний.
    
    3. ГОСТ 5396-77. Торф. Методы отбора проб.
    
    4. ГОСТ 11303-75. Торф и продукты его переработки. Метод приготовления аналитических проб.
    
    5. ГОСТ 11055-78. Угли бурые, каменные и антрацит. Радиационные методы измерения зольности.
    
    6. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. РД 50-213-80. Изменение N 1 к РД 50-213-80. - М.: Изд-во стандартов, 1998.
    
    7. Методика выполнения измерений с использованием сужающих устройств. МИ 2204-92.-М.: Изд-во стандартов, 1993.
    
    8. Методические указания по инвентаризации угля и горючих сланцев на электростанциях. МУ 34-70-050-83. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.
    
    9. Методические указания по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях. МУ 34-70-152-83. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.
    
    10. Методические указания по нормированию расходов тепла на отопление и вентиляцию производственных зданий ТЭС. МУ 34-70-079-84. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
    
    11. Правила монтажа расходомерных устройств (Госстандарт РД-50-213). - М.: Изд-во стандартов, 1985.
    
    12. Методика оценки технического состояния паротурбинных установок до и после ремонта и в период между ремонтами РД 34.20.581.95.-М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
    
    13. Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта РД 34.26.617-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1997.
    
    14. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. (ПТЭ электростанций и сетей РФ).- М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
    
    15. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94. - М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
    
    16. Правила устройства электроустановок, 6 издание. - М.: Главгосэнергонадзор РФ, 1998.
    
    17. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. П-683 Главгосэнергонадзор. - М.: Изд-во МЭИ, 1995, 68 с.
    
    18. Информационное письмо РАО "  ЕЭС России"   "О коммерческом учете тепловой энергии", ИП-01(02)-97.
    
    19. Методические указания по составлению отчета электростанции и АО-энерго о тепловой экономичности оборудования. РД 32.08.522-95.
    
    20. Правила проведения энергетических обследований. Утверждено Минтопэнерго 25.03.98. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.
    
    21. Методики определения пределов допускаемых расхождений при определении массы "нетто" груза, перевозимого при бестарных перевозках МИ 1953-88. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
    
    22. ГОСТ 26976-86. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы.
    
    23. Методические указания по контролю качества твердого, жидкого и газообразного топлива для расчета удельных расходов ТЭС РД 34.09.114-92. - М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
    
    24. Варнавский Б.П., Колесников А.И., Федоров М.Н. Энергоаудит объектов коммунального хозяйства и промышленных предприятий". Учебное пособие. - М.: МИКС и С, 1998.
    
    25. Транспортный Устав железных дорог РФ (от 08.01.98 N 2 ФЗ) / Собрание законодательства РФ,.12.01.98, N 2, ст. 218.
    
    26. Правила поставки газа в РФ (от 05.02.98, N 162) / Собрание законодательства РФ, N 6, ст. 770.
    
    27. Типовая инструкция по эксплуатации тепловых сетей в системах централизованного теплоснабжения. Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России.
    
    28. Методические указания по составлению энергетических характеристик для систем транспорта тепловой энергии. Утверждено Департаментом строительства 07.07.98
    
    29. Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях. РД 34.09.255-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998;
    
    30. Методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на гидравлические потери. РД 34.20.519-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.
    
    31. Типовое положение об электрическом цехе. ТП 34-70-014-86 СПО СТЭ П 1987 г.
    
    32. Правила безопасности в газовом хозяйстве ПБ 12-245-98. Москва, ПИО ОБТ, 1998 г.
    
    33. Инструкция по хранению ископаемых углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах. М СЦИНТИ ОРГРЭС, 1974 г. С учетом РД 34.09.105-96
    
    34. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании. Госснаб СССР, приказ N 40 от 26.03.86г. С учетом РД 34 09 114-92.
    
    35. HP-34-70-045-83. Нормы расхода тепла на мазутных хозяйствах тепловых электростанций. С учетом РД 34 09 114-92.
    
    

Приложение

    
    
    УТВЕРЖДАЮ
    
    ____________________
    
    "____"_________1999 г.
    
         

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ
тепловой электростанции

    
    
    
1. _____________________________________________________________________________

(Полное наименование предприятия и его адрес)

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

2. _____________________________________________________________________________

(Вид собственности)

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

3. _____________________________________________________________________________

(Наименование вышестоящей головной организации)

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

4. _____________________________________________________________________________

(Фамилия, имя, отчество руководителя)

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

(Телефон)

5. _____________________________________________________________________________

(Фамилия, имя, отчество главного инженера)

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

(Телефон)

6. _____________________________________________________________________________

(Банковские реквизиты)

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

7. _____________________________________________________________________________

(Код электронной почты)

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________



    
    1. Характеристика предприятия
    
    1. Год пуска в эксплуатацию основного оборудования по группам (очередям)
    
    __________________________________________________________________________
    
    __________________________________________________________________________
    
    __________________________________________________________________________
    
    
    2. Характеристика главных схем электростанции (ТЭС)
    
    2.1.Тепловая
    
    2.2. Электрическая
    
    2.3. Система охлаждения конденсата
    
    2.4. Тепловая сеть
    
    2.5. Система гидрозолошлакоудаления
    
    
    3. Основные параметры работы основного оборудования по группам (очередям)
    
    3.1. Рабочее давление перегретого пара
    
    3.2. Температура перегретого пара
    
    3.3. Проектные данные:
    
    3.3.1. Максимальный отпуск тепла в паре (по параметрам) с указанием источника и его параметров:
    
    40 ата _________________________
    
    25 ата _________________________
    
    16 ата _________________________
    
    2,5 ата _________________________
    
    3.3.2. Максимальный отпуск тепла в горячей воде
    
    __________________________________________________________________________
    
    
    4. Основное оборудование и его краткая характеристика по группам (очередям)
    

    
    
    5. Уровень напряжения (кВ):
    
    генераторного _______________________________________________________________
    
    выдачи мощности в энергосистему ______________________________________________
    
    собственных нужд ____________________________________________________________
    
    
    6. Параметры теплоносителя, отдаваемого потребителям и в теплосеть:
    
    6.1. Пар  ____________________________________________________________________
    
    ____________________________________________________________________________
    
    ____________________________________________________________________________
    
    6.2. Горячая вода (температурный график)
    
    
    7. Топливный режим ТЭС
    
    7.1. Объем разрешенного топливопотребления
    

    
    
    7.2. Основные марки сжигаемого топлива и основные поставщики, объемы поставок топлива и цены
    
    ____________________________________________________________________________
    
    ____________________________________________________________________________
    
    ____________________________________________________________________________
    
    
    7.3. Краткое описание причин работы основного оборудования на непроектных видах топлива
    
    7.4. Динамика и структура потребления топлива на момент составления паспорта и три предыдущих года по видам
    

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

    
    
    8. Установленная мощность электростанции и среднегодовая по итогам 3 истекших лет
    

    
    
    9. Технико-экономические показатели работы ТЭС за истекшие 3 года в сравнении с проектными
    

    
    
    10. Выбросы и сбросы в окружающую среду
    
    10.1. Объемы выбросов, в окружающую среду
    

    
    
    10.2. Сбросы в окружающую среду
    
    10.2.1 Сбросы в городскую канализацию
    

    
    
    10.2.2. Сбросы в поверхностные водоемы
    

    
    
    10.3. Затраты на экологические мероприятия. Их эффективность.
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    ______________________________________________________________________________
    
    
    11. Годовое использование основного оборудования в часах в сравнении с заложенным в проекте
    

    
    12. Наработка в часах металла основного оборудования и главных паропроводов
    

    
    
    13. Штатный максимальный уровень вибрации подшипников турбоагрегатов электростанции.
    
    13.1. Турбоагрегат N 1.
    

    
    13.2. Турбоагрегат N 2.
    

    
    Примечание: Г - двойная амплитуда вибрации в мкм в горизонтальной плоскости;
    
В - двойная амплитуда вибрации в мкм в вертикальной плоскости.
    
    
    14. Форма статической характеристики системы регулирования турбоагрегатов ТЭС.
    
    14.1. Турбоагрегат N 1
    
    

    
         
    После монтажа и каждого капитального ремонта на заводскую характеристику наносится снятая статическая характеристика.
    
    
    15. Водоподготовка:
    
    15.1. Принципиальные схемы:
    
    15.1.1. Подготовка добавочной воды (главная схема, например К-М-Н-А-D-Н-А).
    
    15.1.2. Подготовка подпиточной воды теплосети
    
    15.1.3. Очистка возвращаемого производственного конденсата
    
    15.1.4. Очистка турбинного конденсата (БОУ).
    
    15.1.5. Очистка внутристанционных дренажных конденсатов.
    
    15.2. Технико-экономические показатели (ТЭП).
    

    
    
    15.3. Водоотведение водоподготовительных установок
    

    
    
    15.4. Выполнение нормативных мероприятий по организации водно-химического режима (ВХР), (соответствует или не соответствует НТД и по какому мероприятию): ___________________________
    
______________________________________________________________________________________
    
    15.5. Наличие систем мониторинга ВПУ и ВХР
    
    
    16. Баланс по электроэнергии (кВт.ч)
    

17. Баланс по тепловой энергии

    
    
    18. Характеристика теплосетевого оборудования
    
    18.1. Параметры водогреющего оборудования и теплосети
    

    
    
    19. Характеристика состояния внешних газоходов и дымовой трубы
    
    19.1. Изменение статического давления и температуры во внешних газоходах и дымовой трубе
    

    
    
    20. Организационная структура ТЭС (пример приведен на рис.)
    
    

    
        
- в части эксплуатации;

- в части ремонта;

- по вопросам снабжения запчастями и обеспечения транспортом для нужд ремонта и эксплуатации оборудования
    
    
    21. Общая численность и кадровая структура персонала ТЭС
    

    
    
    22. Перечень основных мероприятий по улучшению ТЭП работы ТЭС с указанием сроков выполнения
    

Текст документа сверен по:
Энергоаудит и энергосбережение на ТЭС,
Вып.1, 1999 г.