Протокол тэс что это
Обновлено: 17.05.2024
Типовая программа регламентирует состав работ, выполняемых при проведении энергообследований стационарных паротурбинных тепловых электростанций и районных котельных, устанавливает перечень показателей энергоэффективности и методы их расчета, определяет требования к составу документов, отражающих результаты энергообследований (отчет, топливно-энергетический баланс, энергетический паспорт, рекомендации по повышению эффективности использования топливно-энергетических ресурсов).
Типовая программа обязательна для использования организациями, выполняющими энергообследования, акционерными обществами энергетики и электрификации (АО-энерго) Российской федерации, входящими в их состав тепловыми электростанциями (ТЭС) и районными котельными (РК), а также следующими подразделениями РАО "ЕЭС России":
представительствами по управлению акционерными обществами;
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. В соответствии с требованиями федерального закона “Об энергосбережении” энергетическим обследованиям подлежат ТЭС и РК с потреблением более 6 тыс. т условного (котельно-печного) топлива в год.
1.2. Сроки и периодичность проведения энергообследований установлены “Правилами проведения энергетических обследований организаций” (утв. Минтопэнерго России 25.03.98) и “Положением по проведению энергетических обследований организаций системы РАО “ЕЭС России”.
1.3. Энергообследования конкретной ТЭС или РК проводятся по рабочим программам, составляемым на основе настоящей Типовой программы.
Рабочие программы разрабатываются организациями, проводящими обследования, с учетом особенностей установленного оборудования и технологических схем конкретной ТЭС или РК.
1.4. В рабочей программе должны быть указаны инструментальное обеспечение каждого этапа программы, методики измерений и расчетов.
1.5. Инструментальное обследование оборудования должно проводиться в основном с использованием штатных приборов, прошедших предварительную тарировку с помощью калибраторов. В случае установления недостоверности показания конкретного штатного прибора (организацией, проводящей энергообследование) должны использоваться приборы более высокого класса точности.
1.6. Рабочие программы согласовываются с руководством ТЭС (РК) и утверждаются:
для ТЭС и РК, входящих в состав АО-энерго, — главным инженером АО-энерго;
для ТЭС - акционерных обществ, ТЭС-филиалов — главным инженером представительства РАО “ЕЭС России” по управлению акционерными обществами.
Рабочие программы разрабатываются, согласовываются и утверждаются по формам приложений 3 и 3а.
1.7 При разработке рабочих программ и проведении энергообследований (за исключением предпускового) в обязательном порядке в целях сокращения времени и затрат должны использоваться:
результаты проведенных ранее на данной ТЭС и РК режимно-наладочных и балансовых испытаний основного и вспомогательного энергетического оборудования, других работ, связанных с повышением эффективности энергетического производства;
данные ежемесячной отраслевой технической отчетности о тепловой экономичности оборудования за последний календарный год, предшествующий обследованию;
действующая в отрасли система нормирования и анализа показателей топливоиспользования, ее методическое и информационное обеспечение.
1.8. Перечень нормативно-технических документов (НТД), рекомендуемых к использованию при проведении энергообследований ТЭС и РК, приведен в приложении 1.
2. ПОКАЗАТЕЛИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС И РК. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИ ЭНЕРГООБСЛЕДОВАНИЯХ
2.1. Предпусковое (предэксплуатационное) обследование
2.1.1. При проведении предпускового (предэксплуатационного) обследования оборудования ТЭС и РК оценка эффективности использования энергетических ресурсов производится путем сопоставления результатов гарантийных испытаний и паспортных данных заводов — изготовителей оборудования по следующим показателям:
удельному расходу тепла на выработку электроэнергии — по турбоагрегатам;
КПД брутто - по котлам;
потребляемой мощности — по механизмам электрических собственных нужд.
2.1.2. Электрическая и тепловые нагрузки регулируемых отборов турбин, расход и температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, другие показатели при проведении испытаний должны быть максимально приближенными к параметрам, оговоренным в гарантийных данных.
Аналогичные требования должны быть соблюдены по тепловой нагрузке котлов, структуре сжигаемого топлива и его качественным характеристикам, температурам питательной воды на входе в экономайзер, температурам холодного воздуха и воздуха перед воздухоподогревателем.
2.2. Первичное, периодическое (повторное), внеочередное, локальное обследование, экспресс-обследование
2.2.1. Для оценки эффективности использования топлива и энергии при проведении первичного, периодического (повторного) , внеочередного обследования, локального экспресс - обследования применяются показатели удельных потерь энергоэффективности при отпуске электроэнергии
[ г/(кВт·ч)] и тепла ( кг/Гкал):
где: , , , , величины возможного снижения расхода условного топлива в годовом разрезе, т, соответственно за счет:
— повышения уровня эксплуатации и ремонта оборудования;
— увеличения выработки электроэнергии по теплофикационному циклу;
— оптимизации распределения электрической и тепловой нагрузок между агрегатами;
— совершенствования тепловой схемы;
— реконструкции и модернизации элементов технологического цикла;
— совершенствования технического учета и отчетности, энергетического анализа, усиления претензионной работы с поставщиками топлива;
, — отпуск электроэнергии и отпуск тепла, тыс. кВт-ч и Гкал;
Кэ — коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии.
Величины , характеризуют выявленный при обследовании топливный эквивалент потенциала энергосбережения пересчете на условное топливо, т:
2.2.2. Показатели , рассчитываются на основе отчетных данных за последний календарный год.
2.2.3. Значение в пересчете на условное топливо (т) соответствует превышению фактических удельных расходов топлива на отпускаемую электрическую [г/(кВт·ч)] и тепловую (кг/Гкал) энергию над их номинальными значениями [г/(кВт-ч)] и (кг/Гкал):
Номинальные удельные расходы топлива отражают минимальный уровень затрат энергоресурсов для конкретной ТЭС или РК на отпуск энергии потребителям при отсутствии упущений в эксплуатационном обслуживании и ремонте оборудования и при фактических за отчетный период:
составе работающих турбин и котлов;
тепловых и электрических нагрузках турбин и режимах
значениях внешних факторов, не зависящих от деятельности эксплуатационного и ремонтного персонала (структура и качество сожженного топлива, температура воды в источнике водоснабжения и наружного воздуха и т.д.).
Номинальные удельные расходы топлива определяются по энергетическим характеристикам (ЭХ) оборудования и макетам (алгоритмам), входящим в состав утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документации по топливоиспользованию (НТД ТИ) конкретной ТЭС или РК.
Энергетические характеристики оборудования представляют собой комплекс зависимостей исходно-номинальных значений показателей его работы от нагрузки и включают в себя систему поправок к отдельным показателям на изменение внешних факторов, отклонение фактических значений параметров и показателей от номинальных, что обеспечивает их привязку к фактически имевшим в отчетном периоде место режимам и условиям эксплуатации, а также позволяет оценить допущенные перерасходы энергоресурсов при отклонении показателей агрегатов от нормативных характеристик.
Макеты регламентируют для конкретной ТЭС или РК порядок расчета по истечении отчетного месяца номинальных показателей турбин и котлов, номинальных значений удельных расходов топлива, определяют источники первичной информации и содержат расчетные формулы.
Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию в соответствии с действующим в отрасли порядком должна быть разработана по всем ТЭС мощностью 10 МВт и выше и РК теплопроизводительностью 50 Гкал/ч и более.
При разработке НТД ТИ определяется среднегодовое значение резерва тепловой экономичности по производству электроэнергии и отпуску тепла и разрабатываются конкретные адресные мероприятия по их реализации, как правило, в полном объеме в течение срока действия документации.
Составляющие потерь энергоэффективности (ДВj) рассчитываются на основе оценки влияния на эффективность топливоиспользования отклонений следующих фактических показателей агрегатов от показателей ЭХ:
удельного расхода тепла брутто на турбину (турбинную установку) на выработку электроэнергии;
параметров свежего пара и пара после промперегрева;
температуры питательной воды по ступеням системы регенеративного подогрева;
вакуума в конденсаторе основной или приводной турбины;
давления пара в контрольных ступенях турбины;
КПД брутто котла (котельной установки);
коэффициента избытка воздуха (содержания кислорода) в режимном сечении;
присосов воздуха в топочную камеру, конвективную шахту, газоходы котлов;
температуры уходящих газов за последней поверхностью нагрева конвективной шахты (дымососом);
содержания горючих веществ в шлаке и уносе;
затрат электроэнергии на механизмы собственных нужд:
— циркуляционные, конденсатные насосы турбин;
— питательные насосы котлов;
— дутьевые вентиляторы, дымососы;
затрат тепла на собственные нужды:
— мазутное хозяйство (слив, хранение, подогрев перед сжиганием);
— отопление и вентиляцию производственных зданий и сооружений.
Значения АВ, характеризуют направления реализации резервов повышения энергоэффективности ТЭС или РК.
Величины и их составляющие (ДВj) находят отражение в ежемесячной отчетности ТЭС по форме № 3-тэк(энерго) (макет 15506-1 для ТЭС с оборудованием на давление свежего пара 130 кгс/см 2 и выше, макет 15506-2 для остальных ТЭС) и РК по форме № 1-рк (макет 15506-3). Типовая форма, заполняемая при анализе данных показателей, приведена в приложении 2.
При отсутствии на ТЭС или РК утвержденной НТД ТИ допускается использование данных режимных карт, проектных данных, результатов экспресс -испытаний.
2.2.4. По данному пункту рассматриваются мероприятия по возможному замещению конденсационной выработки электроэнергии теплофикационной.
Величины , , рассчитываются по формулам:
где - увеличение отпуска тепла из i-го отбора турбоагрегата от внедрения мероприятий, рекомендованных энергоаудитором, Гкал;
- коэффициент ценности тепла i-го отбора турбоагрегата;
и - коэффициент теплового потока и КПД нетто котельной установки. Принимаются по эксплуатационным данным, %;
где - снижение расхода тепла на выработку электроэнергии от внедрения мероприятий по оптимизации распределения электрических и тепловых нагрузок между турбоагрегатами (совершенствованию тепловой схемы), рекомендованных энергоаудитором, Гкал.
Значение от оптимизации распределения нагрузок рассчитывается по ЭХ турбин как разность между расходами тепла на выработку электроэнергии при фактических и оптимальных электрических нагрузках.
2.2.5. Значение ДВРЕК принимается по проекту реконструкции агрегата (узла).
2.2.6. Эффект от внедрения рекомендаций по совершенствованию технического учета (ДВУЧЕТ) принимается по экспертной оценке. Если рекомендации касаются улучшения претензионной работы с поставщиками топлива, то (ДВУЧЕТ) численно равняется значению его недогруза.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО ПОТЕНЦИАЛА
Энергосберегающий потенциал определяется по следующим направлениям.
3.1. Анализ состава оборудования, условий топливо - и водоснабжения, особенностей тепловой схемы
По данному разделу Типовой программы рассматриваются следующие вопросы:
3.1.1. Состав основного и вспомогательного оборудования. Собранные сведения заносятся в табл. 1.
3.1.2. Условия топливоснабжения, схемы технического водоснабжения, режимы работы турбоагрегатов и котлов:
какой вид топлива является проектным;
на сжигание какого вида топлива рассчитано установленное 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 топлив (испытания, реконструкция, режимные карты и т.д.);
выяснить причины сжигания непроектных видов топлива и его влияние на экономичность работы ТЭС;
если проектным видом являлось твердое топливо, а фактически сжигается газ или мазут, дать оценку технической возможности перевода ТЭС на сжигание проектного топлива;
применяемая система циркуляционного водоснабжения;
эффективность работы охлаждающих устройств (градирен, брызгальных бассейнов, прудов-охладителей);
характерные суточные графики электрических нагрузок зимнего и летнего периодов для рабочего и праздничного дней;
возможные варианты работы турбоагрегатов по схемам подогрева сетевой воды: одно-, двух- и трехступенчатый подогрев.
Основное оборудование_________________ и его краткая техническая характеристика
Читайте также: