Общие положения (СТО Газпром 069-2009)

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 069-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

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;


       

      image

      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

         ф (ф  ф ).

        (9.1)

        уто в в в2 в1


         

        Тепловая энергия, произведенная утилизационным теплообменником за расчетный период, равна

        Qу   .

         

        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    .

        (9.3)


         

        Для котла5утилизатора q3 = 0.

        Величины q2 и q3 рассчитываются по формулам [9]:

        q2  0,01  (t2  tв),


         

        (9.4)


         

        где коэффициент 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

         

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


         

        (9.5)


         

        Величина q-определяется по формуле

        104

         Q-,

        image

        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- (tн.п,i  t)Fн.п,i ,

        i1


         

        (9.7)


         

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

        – 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

        image

        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 коэффициент конвективной теплоотдачи определяется по формуле

          1,26 [(800  t

         ) (tн.п  t0 )

        image

        1 4.

        image

        конв н.п 0 ]

        (9.10)


         

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

        изл  4,6   (1 

        image

        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 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 i1

        кт.бр  .

        п

        (9.12)

         (Qк )i (к )i

        i1

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

        n

        ф ф

         (к.бр )(Qк )(к )i

        ф i1

        кт.бр  .

        ф

        (9.13)

        (Qк )i (к )i

        i1


         

        Нормативный КПД нетто котельной определяется по формуле


         

           (1 ),

         

        н н н

        кт.нт кт.бр с.н


         

        (9.14)


         

        с.н

         

        где 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

        image

        c.н ),

        Q

         

        ф

        кт


         

        (9.15)


         

        где средняя теплопроизводительность котельной в течение расчетного периода


         

        n

        кт  к i к i

         

        Qф  (Qф ) ( )

        i1


         

        image

        расч .


         

        (9.16)


         

        Тепловая энергия, произведенная котельной за расчетный период, равна


         

        Qк   .

         

        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

        i1 i1


         

        (9.18)


         

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

        -при непрерывной продувке


         

         ( c t );

         

        ф

        прод прод к.в в х.в


         

        (9.19)


         

        -при периодической продувке


         

         ( c t )   n

         

        ф

        прод прод к.в в х.в прод прод

        image

        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

            

         

        ф

        раст раст н раст раст

        image

        расч .

        (9.21)


         

        от.кт

         

        Определение фактического расхода тепловой энергии на отопление ф

        , вентиляцию

        Q ф ф

        вент.кт и горячее водоснабжение 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 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  ф ;

        -Q

         

        ф вп

        -ф

        кт

         

        = 0,001- ф ;

        = 0,002  ф


         

        для паровых котельных;

        проч.кт

        -Q

         

        ф проч.кт

        кт

        кт

         

        = 0,001  ф


         

        для водогрейных котельных.

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

        Qф

         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

         

        ф 

        image

        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    ;


         

        (9.24)

        -для смесительного воздухонагревателя

        вн 3 5

         

        ф  100   .


         

        (9.25)


         

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

        -для рекуперативного воздухонагревателя

        вн 2 3

         

        ф  100   ;


         

        (9.26)


         

        -для смесительного воздухонагревателя

        вн 3

         

        ф  100  .


         

        (9.27)


         

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

        гии 2 3

         

        ф  100   .

        (9.28)


         

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

        гии 3

         

        ф  100  .

        (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

         

        Qвф  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

         

        н н

        п.н1 п.н1


         

        Qн н2  Qн

        image

        расч ;


         

        image

        расч ,

        (9.32)


         

        (9.33)

        п. п.н2


         

        где Qн

        и 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   ;

         

        ф ф

        п.н1 п.н1 расч


         

        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

        image

         

        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 

        image

        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 imagei  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

        image

        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

          image

          т

           

           Qон

          • 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]; Qн , 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 ,

        image

        от (ф

        • ф

          ) 

          (9.41)

          зд в.в н.в изм


           

          от

           

          где Qф, 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

          image

          расч .


           

          (9.42)


           

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

        qн 

        ент втз ,

         

        (Qвн  Qн )

        вент

        (t

         ) 

        image

        (9.43)


         

        где Q

         

        н вент

        зд в.в н.в расч


         

        втз

         

        и 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

        (ф

        • ф

        ) 

        image

        (9.44)

        зд в.в н.в изм


         

        где Q

         

        ф вент

        втз

         

        и Qф , 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

        image

        Qвент.изм изм расч;


         

        Qв  Q  

         

        ф ф

        тз втз.изм изм

        image

        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

         

         Qн

        image

         ,

        N расч


         

        (9.47)


         

        гвс

         

        где Qн , 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

        Qф

        image

         гвс.изм ,

        изм


         

        (9.48)


         

        гвс

         

        где Qф , 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

        image

        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 image100;


         

        image

        ф  100 ф  Δрф 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 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 вGпп (tс.в1  tх.в ).

(9.54)


 

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

 ( ),

 

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   .

 

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   ..