Ответ на замечания ТС АО «Томскэнерго» по содержанию представленного НК РЦУЭ отчета

1.Содержание отчета не соответствует Программе энергетического обследования ТС АО “Томскэнерго” в части :

            а) по п. 1 :

            1.Непроведена оценка совершенства установленных приборов учета топлива и электрической энергии.

            2.Не проведен анализ схем установки приборов учета расхода газа, мазута, тепловой энергии на границах раздела с потребителеми.

            3.При оценке уровня автоматизации системы учета не выявлен ее уровень и перспективы развития.

            4.Не в полном объеме разработаны рекомендации по совершенствованию системы учета ТЭР.

            б) по п.2 :

            1.Отсутствует полный анализ эффективности ТЭР.

в) по п.5:

            1.Не разработан план орг.тех.мероприятий по повышению эффективности топливоиспользования.

 

2.По содержанию представленного отчета имеются следующие замечания:

2.1.Отчет изобилует известными общепринятыми теоретическими уравнениями и таблицами в ущерб смысловому содержанию.

Общепринятые уравнения и алгоритмы (широко используемые в нормативных и методических материалах) тепловых и гидравлических расчетов, приведенные в разделах IY-Y отчета, представляют методическую базу [12-26] для обоснования выполненных расчетов по определению нормативных показателей: тепловых нагрузок, тепловых потерь через наружные ограждения объектов и расчетных гидравлических режимов. Такой подход позволяет обеспечить проверку расчетных нормативных показателей и делает прозрачным анализ эффективности работы системы теплоснабжения и ее элементов.

2.2.В большинстве разделов отсутствуют выводы. А представленные выводы не подтверждаются содержанием соответственного раздела.

Необходимо уточнение конкретных разделов, по которым отсутствуют необходимые выводы.

2.3.По разделу 1 :

2.3.1.Отсутствуют конкретные рекомендации по вопросу отнесения тепловых потерь по транзитным т/м и т/м № 12 на соответствующую статью затрат по себестоимости.

См. п.п. 1 и 8 раздела скорректированных выводов по отчету.

2.3.2.Отсутствуют рекомендации по расчету тепловых потерь оборудования ПНС, включая ТЭЦ-1.

2.3.3.В рекомендациях по системе учета ТЭР учтены только системы учета тепла. Нет рекомендаций по системам учета топлива, воды, эл.энергии.

 

 

 

2.4.1.Необосновано сделан вывод по завышению к.п.д. брутто котлов ПТВМ ПРК..

По результатам топливно-энергетического баланса на ПРК к.п.д. брутто котлов составил в 1998 году – 91,01 %,   в 2000 году – 92,25 % . Эти величины определены по суммарной выработке котлов за год и суммарному теплу сожженного в них топлива, т. е. характеризуют среднее за рассматриваемый период значение к.п.д. брутто для всех котлов. Без излишней детализации выводов можно отметить при этом основные моменты :

  1. Если к.п.д. брутто отдельных котлов имеют значения к.п.д. меньше среднего, то у других котлов значения к.п.д. должны быть больше среднего, или к.п.д. всех котлов должны быть одинаковыми ( при одинаковых выработке тепла и расходах топлива на котлах).
  2. Расчетный к.п.д. котла ПТВМ-100 при номинальной нагрузке при работе на газе составляет 88,6 % , на мазуте – 86,8 % . Тоже для котла ПТВМ-180 : на газе – 89 %, на мазуте – 86,8 % ( см. раздел 2.1.1 отчета).
  3. На ПРК имеется разрыв установленной и располагаемой тепловой мощности, который объясняется ограниченной теплопроизводительностью котлов ПТВМ в виду их конструктивных недостатков ( так же раздел 2.1.1 отчета).
  4. Следствием предыдущего п.3 является теплопроизводительность котлов меньше номинальной нагрузки, что характеризует работу котлов с к.п.д. ниже 89 % , т.к. кривая зависимости к.п.д. от нагрузки имеет тенденцию снижения к.п.д. при снижении нагрузки, а значения к.п.д. при этом меньше, чем в номинальном режиме.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод : к.п.д. группы котлов не может быть 91 % или 92 % , что предполагает или работу всех котлов с этим к.п.д., или работу одних котлов с к.п.д. ниже 89 %, а других – с к.п.д. выше 91 %, что технически не реализуемо. Очевидно, что к.п.д. брутто котлов завышен. Это, в свою очередь, указывает на наличие расчетно-методической и приборной погрешности учета расхода топлива и выработки тепла котлами.

 

2.4.2.Тепловизионному обследованию подверглись незначительные участки транзитной т/м, т/м 12 , коллекторов ПРК.В целом по предприятию ТС участков с нарушенной теплоизоляцией имеется менее 0,5 % от общей протяженности воздушных т/м. По этому вывод о повсеместном нарушении т/изоляции и наличия оголенных участков, считаем в корне неправильным.

 

2.4.3.Отсутствует оценка тепловых и гидравлических потерь.

Название раздела 2.2. отчета не в полной мере отражает его содержание. В разделе рассматриваются факторы, влияющие на составляющие потерь тепла через тепловую изоляцию трубопроводов тепловых сетей и потерь сетевой воды. Количественная оценка тепловых и гидравлических потерь содержится в разделах 4.1. – 4.3.

2.4.4.Исключить раздела 2.3.2, 2.3.3 как не предусмотренные Программой и Планом работ и не содержащие материала, относящегося к цели энергетического обследования.

В разделах 2.3.2 и 2.3.3 рассматривается принцип работы вакуумного деаэратора ДВ-800 и модернизированного вакуумного деаэратора ДВ-800 для сравнительной характеристики эффективности деаэрации воды на ПРК. Но в принципе, мы согласны с высказанным замечанием и готовы удалить эти разделы из отчета.

 

 

 

По разделу 3 :

2.5.1.При оценке качества тепловой энергии у потребителей не учитывалось увеличение расходов сетевой воды абонентами за счет завышения t2, увеличения гидравлического сопротивления теплоиспользующих установок, наличия не отрегулированных циркуляционных систем ГВС открытого типа и т. п.

Качество тепловой энергии определяется нормативными параметрами теплоносителя (P, t), которые тесно связаны с режимами отпуска, транспортировки тепловой энергии и теплопотребления.

Оценка качества тепловой энергии выполнялась на основании результатов измерений фактических расходов (G) и параметров (P, t) теплоносителей, расчетом фактических тепловых нагрузок и сопоставлением этих величин с нормативными значениями на ПНС ТС и на абонентских вводах теплопотребителей. Методической базой для расчета нормативных тепловых нагрузок является общепринятая методика расчета теплопотерь через наружные ограждения, приведенная в разд. 6.2.2. отчета.

Из анализа табл. 3.3. следует, что имеет место как занижение по сравнению с нормативным значением t св1 в подающей линии, так и завышение tсв2 в обратной линии. Причем первое отклонение превалирует. Поэтому на завышении tсв2 в отчете не было сделано акцента.

Для оценки качества тепловой энергии и оценки соответствия договорных и фактических нагрузок предполагалось использовать документацию предприятия “Энергосбыт” ОАО “Томскэнерго”о работе систем теплоснабжения выборочного массива теплопотребителей (см. перечень запрашиваемой информации и список обследуемых абонентских узлов в разд. 6.4 отчета). Предприятие “Энергосбыт” ОАО “Томскэнерго” не предоставило свободного доступа к запрашиваемой информации о работе абонентских узлов теплопотребителей. Таким образом, представительность выборки массива теплопотребителей и достоверность полученных результатов была ограничена.

На стр. 80 отчета отмечается отрицательное влияние роста гидравлического сопротивления во внутренних системах отопления на качество теплоснабжения и гидравлические режимы работы ТС, особенно у концевых потребителей тепломагистралей. Количественная оценка сопротивления внутренних систем выполнялась вне рамок данной работы (из-за непредоставления исходных данных). Сопротивление внутренних систем оценивалось расчетным методом (выполнялся гидравлический расчет циркуляционных контуров систем отоплений абонентов) с целью сопоставления их с располагаемым перепадом давлений на вводе абонентских узлов, оценки эффективности и выработки рекомендаций по улучшению гидравлических режимов работы систем отопления (Архивное управление – К. Маркса 24, департамент ЛПК – Кузнечный взвоз 12, Краеведческий музей – пер. Нахановича 5, Большой концертный зал – пл. Ленина3 и т.д.)

.

            По разделу 4:

            2.6.1.В приведенном анализе нормативных и фактических потерь тепла и сетевой воды отсутствуют аналогичные показатели по внутриквартальным т/с.

Программа энергетического обследования ПТС ОАО «Томскэнерго» не предусматривает анализ работы внутриквартальных ТС. Сбор, обработка и анализ исходной информации выполнялся для участков ТС принадлежность ПТС АО «Томскэнерго».

 

            2.6.2.Нормативные потери тепла по т/м завышены, в анализ включены участки т/м 6 от ТРУ ПРК до ТК-631к/9 не относящиеся к нижней зоне ПНС-9.Это ставит под сомнение дальнейший анализ и выводы.

См. ответ на п. 2.5.1.

2.6.3.В нижних зонах ПНС-9 и ПНС-11 технологических потерь тепла у предприятия ТС нет. Все технологические потери тепла присутствуют на ПРК..

 См. ответ на п. 2.5.1.

            2.6.4.Обследование районов различных ПНС проведено только для ПНС-9. Обследование нижней зоны ПНС-11 – отсутствует.

Комплексное обследование нижней зоны ПНС-11 (оценка соответствия фактических и договорных нагрузок, соответствие расчетных и фактических гидравлических и тепловых режимов) не выполнялось в связи с отказом предприятия «Энергосбыт» ОАО «Томскэнерго» предоставить исходные данные по абонентским узлам теплопотребителей данной зоны (см. перечень запрашиваемой информации и список обследуемых абонентских узлов в разд. 6.4 отчета).

            По разделу 5 :

            2.7.1.Раздел изобилует общеизвестными соотношениями по расчету гидравлических потерь.

См. ответ на замечание 2.1.

            2.7.2.Температурный график 150-70 оС со срезкой не предполагает увеличение расхода сетевой воды, а предполагает снижение температуры внутри помещений.

Увеличение расхода сетевой воды является следствием перехода на график 150-70оС со срезкой (реакцией теплопотребителей на отклонение от нормативных режимов теплопотеребления).

            2.7.3.Выводы по разделу (стр.123) не подтверждаются изложенным в ней материалам.

Необходимо конкретизировать несоответствие между выводами и материалом содержащимся в разделе.

            2.7.4.Гидравлический расчет и режим работы т/с представлен только для нижней зоны ПНС-9. Для ПНС-11 – отсутствует.

Ответ на замечание 2.7.4 частично изложен в ответе на замечание 2.6.4.

            По разделу 6.

            2.8.1.Оценка соответствия договорных и фактических нагрузок в 2-х районах не проведена. Анализ не выполнен и нет инструментальных замеров определения фактического теплопотребления конкретных потребителей. По данным коммерческих приборов учета установленных на границах раздела с потребителем ( 22 шт ) с объемом охвата циркуляции сетевой воды  5050 тонн/час, что составляет  21%. Фактическое потребление тепловой энергии потребителями превышает договорные на 30 % , что представляет потенциал энергосбережения не менее 15 %, который не выявлен в результате энергетического обследования, несмотря на наличие данного раздела в утвержденной программе энергетического обследования.

2.9.По разделу Выводы:

            2.9.1.Заключительные выводы относятся к главе 1,2. Для гл. 3 – 6 выводы не представлены.

Для разделов 3 – 6 выводы размещаются в конце соответствующих разделов. Замечание по нечеткой структуризации отчета справедливо.

            2.9.2.В п. 11 нет определения «внутренних потерь по трубопроводам» и т.п.

Под внутренними потерями понимаются тепловые потери по трубопроводам, расположенным на территории ПРК после приборов учета.

2.9.3.Для сведения месячных балансов (отчетный период – 1 месяц) теплоносителя учитывать изменения уровня в баках – аккумуляторах (п.13, 14) необязательно в силу незначительности погрешности, которую вносят вышеуказанные уровни за отчетный период.

В соответствии с РД по КИПиА на тепломеханическое оборудование необходимо устанавливать приборы для контроля уровня в баках-аккумуляторах.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector