НАЦІОНАЛЬНЕ АГЕНТСТВО УКРАЇНИ З ПИТАНЬ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ЕФЕКТИВНОГО ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ

НАКАЗ

від 23 січня 2008 року N 8

Про перезатвердження Методик

Відповідно до п. 22 р. 4 Положення про Національне агентство України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 3 квітня 2006 р. N 412, та абз. 13 р. 4 Положення про Державну інспекцію з енергозбереження, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 29 червня 2000 р. N 1039 "Питання Державної інспекції з енергозбереження", а також з метою удосконалення методичної бази Інспекції, наказую:

1. Затвердити відкориговану Методику визначення та оцінки втрат паливно-енергетичних ресурсів та перевірки підприємств водопровідно-каналізаційного господарства з питань енергозбереження.

2. Затвердити відкориговану Методику інспекторських перевірок ЖКС та стану дотримання вимог нормативів енергозбереження у житловому фонді незалежно від їх форми власності та підпорядкованості.

3. Вважати такими, що втратили чинність, наказ Держкоменергозбереження України від 20.12.2002 р. N 138 "Про затвердження методичних документів" та наказ Державної інспекції з енергозбереження від 27.12.2002 р. N 226 "Про впровадження нормативно-методичних документів в практику інспекторських перевірок".

4. Департаменту нормативно-правового забезпечення (Малая М. В.) у 5-денний термін зареєструвати вищезазначені Методики в установленому порядку.

5. Контроль за виконанням наказу покласти на першого заступника Голови НАЕР - начальника Інспекції Крутя О. А.

 

Голова НАЕР

Є. І. Сухін

 

ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Держкоменергозбереження
20.12.2002 N 138

ПЕРЕЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Національного агентства України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів
23.01.2008 N 8

Впроваджено в роботу
наказом Державної інспекції з енергозбереження 
25.01.2008 N 7

МЕТОДИКА
ВИЗНАЧЕННЯ ТА ОЦІНКИ ВТРАТ ПАЛИВНО-ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ ТА ПЕРЕВІРКИ ПІДПРИЄМСТВ ВОДОПРОВІДНО-КАНАЛІЗАЦІЙНОГО ГОСПОДАРСТВА З ПИТАНЬ ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ

1. Вступ

Роботи по коригуванню Методики визначення та оцінки втрат паливно-енергетичних ресурсів та перевірки підприємств водопровідно-каналізаційного господарства з питань енергозбереження (розроблену на замовлення Державної інспекції з енергозбереження ТОВ Центр енергоефективних технологій "Інтелакс" м. Одеса у 2002 р.) виконані відділом методичного забезпечення, координації контрольно-наглядової роботи та аналізу Державної інспекції з енергозбереження з врахуванням зауважень та пропозицій, наданих фахівцями інспекторського складу територіальних управлінь Інспекції, напрацьованих в ході інспекторських перевірок підприємств водопровідно-каналізаційного господарства впродовж 2002 - 2007 рр.

Питання підвищення енергетичної ефективності роботи підприємств водопровідно-каналізаційного господарства (ВКГ) стає все більш актуальним. Підприємства ВКГ України виявилися не підготовленими до роботи в нових економічних умовах, які ускладнюються спадом виробництва.

Енергетичні обстеження підприємств ВКГ регіональними інспекціями з енергозбереження в значній степені сприяють процесу підвищення загальної енергетичної ефективності роботи промислових підприємств. Застосування розробленої та відкоригованої Методики дозволить скоротити час інспекторських перевірок з питань енергозбереження на підприємствах водопровідно-каналізаційного господарства та підвищити їх якість.

2. СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ

Методика визначення та оцінки втрат паливно-енергетичних ресурсів та перевірки підприємств водопровідно-каналізаційного господарства з питань енергозбереження призначена для контролю втрат (нераціонального використання або перевитрат) паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) при перевірці підприємств водопровідно-каналізаційного господарства.

Методика поширюється на об'єкти водопровідно-каналізаційного господарства незалежно від форми власності, які споживають електричну та теплову енергію, а також інші паливно-енергетичні ресурси.

Методика встановлює єдиний порядок перевірки стану використання ПЕР на підприємствах водопровідно-каналізаційного господарства всіх форм власності, забезпечує виконання вимог чинного законодавства України з питань раціонального використання ПЕР, визначає величини нераціонального використання ПЕР.

Метою застосування Методики є:

• орієнтація управлінської, науково-технічної та господарської діяльності підприємств, установ та організацій на раціональне використання та економію ПЕР;

• контроль додержання норм законодавства про енергозбереження на підприємстві;

• контроль виконання вимог нормативних документів щодо підтримання та підвищення технічного рівня енергоефективності устаткування та систем енергопостачання;

• контроль за наявністю та виконанням норм та нормативів витрат паливно-енергетичних ресурсів;

• контроль за станом обліку і використання паливно-енергетичних ресурсів;

контроль виконання вимог державної експертизи з енергозбереження та приписів Державної інспекції з енергозбереження

3. НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ

• Закону України "Про енергозбереження" (74/94-ВР).

• ДСТУ 2339-94. Енергозбереження. Основні положення.

• ДСТУ 2420-94. Енергоощадність. Терміни та визначення.

• ДСТУ 3466-96. Якість електричної енергії. Терміни та визначення.

• ДСТУ 2681-94. Метрологія. Терміни та визначення.

• Положення про Національне агентство України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 3 квітня 2006 р. N 412 (яке є правонаступником Державного комітету України з енергозбереження);

• постанови Кабінету Міністрів України від 29 червня 2000 р. N 1039 "Питання Державної інспекції з енергозбереження";

• постанови Кабінету Міністрів України від 15 липня 1997 р. N 786 "Про порядок нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві";

• постанови Кабінету Міністрів України від 7 липня 2000 р. N 1071 "Про деякі заходи щодо раціонального використання паливно-енергетичних ресурсів";

• постанови Кабінету Міністрів України від 2 вересня 1993 р. N 699 "Про заходи щодо ефективного використання газу та інших паливно-енергетичних ресурсів в народному господарстві".

• Правила користування електричною енергією, затверджені постановою НКРЕ від 31 липня 1996 року N 28.

• Наказ Міністерства палива та енергетики України від 17.01.2002 р. N 19, зареєстрований в Міністерстві юстиції України від 1 лютого 2002 року за N 93/6381, "Про затвердження Методики обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії".

• наказу Державного комітету України з енергозбереження від 22 жовтня 2002 р. N 112 "Про затвердження Основних методичних положень з нормування витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві";

• наказу Державного комітету України з енергозбереження від 4 серпня 2000 р. N 64 "Про затвердження Порядку проведення перевірок ефективності використання паливно-енергетичних ресурсів на підприємствах, в установах та організаціях та усунення фактів їх неефективного використання", а також на підставі інших чинних нормативно-правових актів з цього питання;

• наказу Державного комітету України з енергозбереження N 78 від 15.09.99 р. "Про затвердження Порядку організації та проведення енергетичних обстежень бюджетних установ, організацій та казенних підприємств";

• Правил технічної експлуатації систем водопостачання та каналізації населених пунктів України. КДП 204-12 - 95 с.

4. ТЕРМІНИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОНЯТЬ

У цій Методиці використано терміни, що означають поняття, визначені відповідно до Закону України "Про енергозбереження", відповідних ДСТУ, зазначених у розділі "Нормативні посилання".

Енергозбереження - діяльність (організаційна, наукова, практична), яка спрямована на раціональне використання та економне витрачання первинної та перетвореної енергії і природних енергетичних ресурсів в національному господарстві і яка реалізується з використанням технічних, економічних та правових методів.

Енергозберігаюча політика - адміністративно-правове і фінансово-економічне регулювання процесів видобування, переробки, транспортування, зберігання, виробництва, розподілу та використання паливно-енергетичних ресурсів з метою їх раціонального використання та економного витрачання.

Паливно-енергетичні ресурси - сукупність всіх природних і перетворених видів палива та енергії, які використовуються в національному господарстві.

Раціональне використання паливно-енергетичних ресурсів - досягнення максимальної ефективності використання паливно-енергетичних ресурсів при існуючому рівні розвитку техніки та технології і одночасному зниженні техногенного впливу на навколишнє природне середовище.

Нераціональне (неефективне) використання паливно-енергетичних ресурсів - прямі втрати паливно-енергетичних ресурсів, їх марнотратне витрачання та використання паливно-енергетичних ресурсів понад показники питомих витрат, визначених системою стандартів, а до введення в дію системи стандартів - нормами питомих витрат палива та енергії.

Енергоефективний проект - проект, спрямований на скорочення енергоспоживання, а саме: реконструкція мереж і систем постачання, регулювання і облік споживання води, газу, теплової та електричної енергії, модернізація огороджувальних конструкцій та технологій виробничих процесів.

Економія паливно-енергетичних ресурсів - відносне скорочення витрат паливно-енергетичних ресурсів, що виявляється у зниженні їх питомих витрат на виробництво продукції, виконання робіт і надання послуг встановленої якості.

Норми питомих витрат палива та енергії - регламентована величина питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів для даного виробництва, процесу, даної продукції, роботи, послуги.

Ефективне використання енергетичних ресурсів - досягнення економічно виправданого мінімуму використання енергетичних ресурсів при існуючому рівні розвитку техніки і технологій і дотримання вимог екології для досягнення виробничої і соціальної мети.

Марнотратне витрачання паливно-енергетичних ресурсів - систематичне, без виробничої потреби, не зумовлене вимогами технічної безпеки недовантаження або використання на холостому ходу електродвигунів, електропечей та іншого електро- і теплоустаткування.

Витрати ПЕР - кількість ПЕР, що споживається енергетичною чи технологічною установкою, об'єктом на вироблення продукції.

Перевитрати (понаднормативні втрати) - витрати (втрати) понад встановлені норми та нормативи.

Енергозберігаючі (енергоефективні) заходи - заходи, спрямовані на впровадження та виробництво енергоефективних продукцій, технологій та обладнання.

Питома витрата ПЕР - кількість ПЕР, що споживається енергетичною чи технологічною установкою, об'єктом на одиницю виробленої продукції, роботи, послуги.

Норма питомих витрат палива та енергії - регламентована величина питомих паливно-енергетичних ресурсів для даного виробництва, процесу, даної продукції, роботи, послуги (затверджується уповноваженим на те Кабінетом Міністрів України органом виконавчої влади показник їх використання на одиницю виробленої продукції, виконаних робіт або наданих послуг встановленої якості, орієнтований на прогресивне виробництво).

Коефіцієнт корисної дії - відношення всієї кількості корисно використаної енергії об'єктом до кількості підведеної енергії.

Резерви економії ПЕР - можлива економія ПЕР за рахунок удосконалення енергетичного обладнання, установок, оптимізація їх режимів роботи та технологічного потенціалу енергозбереження.

Технологічний потенціал енергозбереження (ТПЕ) - можлива економія ПЕР за рахунок удосконалення технологічних процесів, що визначається на основі результатів науково-дослідних та дослідно-конструкторських робіт, які проводяться на підприємстві.

Нормування питомих витрат ПЕР - це встановлення об'єктивно необхідної планової кількості їх споживання на одиницю виробленої продукції, виконаних робіт або наданих послуг встановлених видів і якості у конкретних умовах орієнтованої на прогресивне виробництво.

Нормативна витрата ПЕР - це регламентована величина технічно неминучих витрат ПЕР, яка обумовлена технологічним процесом даного виробництва.

Фактична витрата ПЕР - це дійсна величина витрат ПЕР, яка характеризує технологічний процес у конкретних умовах виробництва.

Втрати ПЕР - це величини непродуктивних витрат ПЕР, які обумовлені недотриманням вимог державних стандартів, режимних та технологічних карт, затвердженої проектної документації і т. п., і для усунення яких необхідно приймати заходи організаційного та технічного характеру. Визначаються як різниця між фактичними і нормативними витратами.

Вторинні енергетичні ресурси - енергетичний потенціал продукції, відходів, побічних і проміжних продуктів, який утворюється в технологічних агрегатах (установках, процесах) і не використовується в самому агрегаті, але може бути частково або повністю використаний для енергопостачання інших агрегатів (процесів).

Норма питомої витрати енергії - це затверджений уповноваженим органом показник її використання, віднесений на одиницю видобутої, очищеної та перекачаної води чи на одиницю перекачаних та очищених стічних вод.

Об'єкт ВКГ - комплекс, об'єднаний спільною технологічною задачею (наприклад, водозабірні споруди, очисні споруди водопроводу або каналізації, насосні станції 2-го та інших підйомів, водоводи, міська водогінна мережа).

Регламент (режимна карта) - графік роботи устаткування, розроблений згідно Правил технічної експлуатації систем водопостачання та каналізації населених пунктів України; в регламенті повинні бути відображені дата затвердження та основні параметри устаткування, що працює (наприклад, напір насосів і т. п.).

Диктуюча (контрольна) точка - точка в міській водопровідній мережі з мінімальним необхідним тиском, залежно від якого може здійснюватися управління роботою насосних станцій.

Потужність на валу насоса - кількість енергії, яку двигун передає насосу за одиницю часу, кВт. Потужність на валу насоса - величина змінна в часі, яка залежить від подачі (напору) насоса. Залежність потужності на валу насоса від його подачі наводиться в паспортних характеристиках насоса.

Моніторинг - постійне спостереження за яким-небудь процесом з метою виявлення його відповідності бажаному результатові або первісним припущенням.

Засіб вимірювальної техніки - технічний засіб, який застосовується під час вимірювань і має нормовані метрологічні характеристики.

Норма витрати електричної енергії - це плановий показник витрати електроенергії, віднесений на 1000 м3 реалізованої питної води чи на 1000 м3 перекачаної й очищеної стічної води.

Нормування охоплює всі витрати електричної енергії на основні і допоміжні виробничі та експлуатаційні потреби (опалення, вентиляція, освітлення та інші потреби), включаючи втрати в мережах, незалежно від обсягу споживання зазначених ресурсів і джерел енергопостачання.

Класифікація норм витрати електричної енергії у виробництві:

- по ступені агрегації - на індивідуальні і групові;

- по складу витрат - на технологічні і допоміжні;

- по періоду дії - на річні і квартальні.

Індивідуальна норма - норма витрати енергії на виробництво одиниці продукції (1000 м3 реалізованої питної води чи перекачаної стічної води, один кг озону, хлору і т. п.), що встановлюється по окремих енергоспоживаючих агрегатах, машинах, установках, технологічних схемах.

Групова норма - загальна норма витрати енергії на виробництво 1000 м3 реалізованої питної води або перекачаної стічної води, встановлена на даний об'єкт у цілому, наприклад, на насосні станції, очисні споруди, на всю систему водопостачання чи водовідведення.

Технологічна норма - норма витрати електричної енергії на основні та допоміжні технологічні процеси виробництва.

Технологічна норма витрати включає всі витрати електричної енергії на основні та допоміжні технологічні процеси виробництва даного виду продукції, а також технічно неминучі втрати енергії при роботі устаткування

Загальновиробнича норма - включає всі витрати електроенергії, що входять до складу технологічної норми, а також витрати на допоміжні потреби (наказ МЖКГ УРСР від 30.03.81 N 92):

- опалення і вентиляцію;

- освітлення;

- внутрішньоцеховий транспорт;

- втрати енергії в мережах і трансформаторах.

В норми витрати не включаються витрати:

- нераціональні витрати, викликані відхиленням від прийнятої технології або режимів роботи;

- науково-дослідні й експериментальні роботи; (~2 %)

- будівництво і капітальний ремонт будинків і споруд; (~1 %)

- монтаж нового технологічного устаткування; (~0,5 %)

- власні потреби електростанції і котелень;

- відпуск на сторону (селища, їдальні, клуби, дитячі сади і т. д.);

- налагодження знову введених в експлуатацію водопровідних і каналізаційних споруд (до 8 %).

Загальна витрата електроенергії на зазначені потреби не повинна перевищувати 16 % усього споживання.

5. ПОЗНАКИ ТА СКОРОЧЕННЯ

ПЕР - паливно-енергетичні ресурси

ВКГ - водопровідно-каналізаційне господарство

ККД - коефіцієнт корисної дії

ОВКГ - об'єкт водопровідно-каналізаційного господарства

6. ОСНОВНІ ТЕХНОЛОГІЧНІ КОМПЛЕКСИ ПІДПРИЄМСТВ ВКГ І ПІДГОТОВКА ПРОВЕДЕННЯ ПЕРЕВІРКИ

6.1. Основні технологічні комплекси в складі підприємств ВКГ

А. Водопровідні споруди -

• водозабірні споруди з поверхневого (ріки, озера, водосховища) або підземного джерела (в тому числі артезіанські);

• очисні споруди;

• системи подачі та розподілу води, включно резервуари, водонапірні башти, насосні станції, водогони, магістральні та розподільні лінії.

Б. Каналізаційні споруди -

• водовідвідні мережі;

• напірні колектори;

• резервуари;

• насосні станції перекачки стічних вод та фекальних стоків;

• очисні каналізаційні споруди;

• випуски стічних вод у водойму.

Споруди, які увійшли до пп. А і Б, але не споживають ПЕР:

• резервуари;

• водонапірні башти;

• водогони;

• магістральні та розподільні лінії водопровідних споруд;

• напірні колектори;

• резервуари каналізаційних споруд;

• випуски стічних вод у водойми.

Типові схеми водопровідних і каналізаційних споруд та основні типи насосного обладнання наведені в додатку А. Вказані споруди територіально можуть бути об'єднані в одному об'єкті. Так, на території однієї площадки можуть знаходитися водозабірні та очисні споруди, резервуари і насосні станції.

В таблиці 2.1 наведений перелік обладнання, систем та споруд, що споживають ПЕР та підлягають перевірці:

Таблиця 2.1

N

Найменування об'єктів (споруд)

 

Примітка

1.

Контрольно-вимірювальні прилади для обліку води та електроенергії

Перевіряється при інспекторській перевірці підприємства

 

2.

Водозабірні споруди:
- насосні станції першого підйому;
- підземні (артезіанські) свердловини.

- " -

 

3.

Станції очищення води, в т. ч.:
- насосне устаткування станцій очищення води, повторного використання і обороту промивної води фільтрів;
- витрати води на власні потреби очисних споруд.

- " -

 

4.

Системи подачі та розподілу водопровідної води (насосні станції другого, третього та інших підйомів)

- " -

 

5.

Каналізаційні системи:
- насосні та повітродувні станції,
- станції очищення стічних вод, в т. ч.
- станції аерації,
- рівень використання вторинних енергоресурсів

- " -

 

6.2. Можливі причини втрат ПЕР та енергозберігаючі заходи

Основними причинами втрат паливно-енергетичних ресурсів у системі підприємств водопровідно-каналізаційного господарства можуть бути:

1. Невідповідність установленого обладнання паспортним даним, проектній документації.

2. Невідповідність режимів роботи обладнання технологічному регламенту.

3. Недосконалість прийнятих технічних (технологічних) регламентів.

4. Систематична експлуатація енергоспоживаючого обладнання (трансформаторів, електродвигунів і т. п.) на холостому ходу.

5. Використання застарілого та недосконалого обладнання.

6. Недосконалі методи регулювання роботи насосів і управління насосними станціями.

7. Зниження пропускної здатності водоводів, магістральної та розподільчої мережі, викликане їхнім заростанням і корозією, а також попаданням в них повітря (за відсутності вантузів).

8. Втрати води через витоки в спорудах і в подавальних трубопроводах.

9. Перевитрата води на власні потреби очисних споруд водопостачання і водовідведення.

Основними енергозберігаючими заходами та напрямками боротьби з перерахованими вище втратами енергоресурсів на підприємствах ВКГ є:

• Заміна насосних агрегатів на обладнання, яке відповідає проекту (регламенту).

• Застосування сучасного обладнання, з більш високим ККД, з частотним регулюванням і т. п.

• Застосування більш досконалих способів регулювання роботи насосів і управління насосними станціями.

• Удосконалення регламентів експлуатації обладнання і споруд (ці роботи виконуються експлуатаційними, налагоджувальними і науково- дослідними організаціями).

• Проведення робіт по реновації водоводів, колекторів і мереж.

• Установка вантузів для випуску повітря в підвищених точках водоводів і мереж.

Багато які з перерахованих заходів боротьби з втратами ПЕР вимагають значних капіталовкладень. В таких випадках інспектор видає припис на проведення відповідних техніко-економічних обґрунтувань.

6.3. Аналіз документації підприємства ВКГ

Першим етапом перевірки є аналіз наявної документації. Інспектор вивчає отримані від підприємства ВКГ документи, а також матеріали всіх проведених раніше перевірок. Слід проконтролювати наявність на основних об'єктах та спорудах підприємства регламентів (технологічних карт). У регламенті повинні бути відображені такі основні параметри:

• дата затвердження регламенту;

• для насосних станцій - погодинні графіки роботи насосів, тиск на виході з насосної станції та в диктуючих точках мережі (якщо управління насосною станцією здійснюється по тиску в таких точках);

• для очисних споруд водопроводу - тривалість фільтроциклу і промивки фільтрувальних споруд;

• для очисних споруд каналізації - тривалість та інтенсивність аерації води в аеротенках, кількість і температура сирого осаду і мулу, кількість газу і витраченої пари, а також заданий температурний режим у метантенках.

Відповідно до Правил технічної експлуатації систем водопостачання та каналізації населених пунктів України (п. 9.4.1) для організації та підтримання раціональних техніко-економічних режимів роботи окремих споруд водопровідної мережі і взаємодії цих споруд між собою, а також із зв'язаними з ними спорудами - насосними станціями, баштами і резервуарами, необхідно один раз на 3 роки проводити аналіз роботи водопровідної мережі. При цьому виконують обстеження технічного стану споруд і трубопроводів, визначають режим їх роботи, фактичний рівень водоспоживання, а також гідравлічні розрахунки системи з проведенням різних заходів для поліпшення роботи мережі, резервуарів і насосних станцій, розробляють типові графіки режимів роботи усіх споруд. Для виконання цих робіт підприємства "Водоканал" можуть укладати договори зі спеціалізованими організаціями і підприємствами.

На початку перевірки інспектору слід ознайомитися з матеріалами останнього обстеження водопровідної мережі, а у разі їх відсутності - зазначити в приписі необхідність виконання цього пункту Правил.

6.4. Програма перевірки

За результатами вивчення документів інспектор визначає об'єкти (підрозділи) підприємства для перевірки та послідовність її проведення. Першочерговій перевірці підлягають об'єкти:

1. З найбільшими витратами електроенергії.

2. З найбільшими втратами ПЕР і води.

3. З найгіршим станом обліку ПЕР і води.

4. Об'єкти, по яких були складені приписи при попередніх перевірках.

5. Об'єкти, що давно не перевірялись.

Далі інспектор складає програму перевірки (див. Додаток В), яка підлягає затвердженню начальником територіального управління Державної інспекції з енергозбереження.

7. МЕТОДИКА ПЕРЕВІРКИ ОБ'ЄКТІВ ВОДОПРОВІДНО-КАНАЛІЗАЦІЙНОГО ГОСПОДАРСТВА ПО ВИЗНАЧЕННЮ ВТРАТ ТА ПЕРЕВИТРАТ ПЕР

В цьому розділі описана методика перевірки специфічних об'єктів підприємств водопровідно-каналізаційного господарства, на яких можливі найбільші обсяги втрат ПЕР. При обстеженні інших об'єктів (котельних, вентиляційних установок і т. п., а також трансформаторних підстанцій, ліній електропередач, які експлуатуються на об'єктах водопровідно-каналізаційного господарства) використовується чинна збірка "Методика визначення неефективного використання паливно-енергетичних ресурсів" (Київ, Національне агентство України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів Наказ про перезатвердження (з внесенням коригувань за результатами її практичного застосування в ході інспекторських перевірок підприємств протягом 2002 - 2007 рр.) від 13.12.2006 р. N 89. Впроваджена в практику інспекторських перевірок підприємств наказом Державної інспекції з енергозбереження від 22.12.2006 р.).

7.1. Перевірка стану контрольно-вимірювальних приладів і рекомендації щодо виконання вимірів

7.1.1. Початковим етапом перевірки всіх об'єктів водопровідно-каналізаційного господарства є перевірка стану контрольно-вимірювальних приладів.

Під час перевірки необхідно визначити фактичний стан приладів та звернути увагу на дату останньої метрологічної перевірки.

7.1.2. Насосні станції повинні бути обладнані наступними основними приладами:

• вакуумметри (мановакуумметри), манометри на всмоктувальних та напірних патрубках насосів;

• амперметри, вольтметри, ватметри та електролічильники біля електродвигунів; за наявності технічної можливості слід встановити в умовах експлуатації стаціонарні або переносні лічильники електричної енергії для контролю за споживанням електричної енергії електроприводами насосів;

• витратоміри або лічильники води на напірних водопроводах (колекторах).

7.1.3. Водопровідні очисні споруди станції повинні бути обладнані наступними основними приладами:

• витратоміри подачі води на станцію і відводу з очисних споруд;

• витратоміри подачі води в кожний відстійник, освітлювач і фільтрувальну споруду, а також на технологічні потреби станції (на промивання фільтрів, відстійників і т. п.).

7.1.4. Каналізаційні очисні споруди станції повинні бути обладнані наступними основними приладами для визначення:

• кількості стічних вод, що надходять на очисні споруди (витратоміри подачі води на станцію і відводу з очисних споруд);

• витрати біогазу, пари, гарячої води;

• тиску і температури для метантенків;

• тиску і температури в установках термічної обробки осадів.

7.1.5. Варіант N 1.

У разі відсутності або несправного стану витратомірів та ватметрів, наявність яких передбачена Правилами технічної експлуатації систем водопостачання та каналізації населених пунктів України, продуктивність насосної станції та потужність електродвигунів насосів визначають за допомогою лічильників води або електричних лічильників за формулами:

QНС =

G2 - G1
___________,
t

 

=

E2 - E1
___________,
t

 

де QНС - продуктивність насосної станції, м3/год.;

Nф - фактична потужність насоса, кВт;

G2, G1- показання лічильника води в кінці та на початку вимірів, м3;

t - тривалість вимірів, год.;

E2 і E1- показання електролічильника в кінці та на початку вимірів, кВт*год.

Тривалість вимірів t прийняти не меншою 0,25 год.

Варіант N 2.

- виконати заміри активної і повної потужності електроприводів насосів за допомогою електровимірювального приладу ЕХТЕСН та відповідно визначити cos j;

- по паспортних характеристиках (H-Q, N-Q, -Q) даного типу насоса (при фактичних витратах Q) визначаємо розрахункову потужність при даних режимах роботи насоса, відповідно (к.к.д.) та по залежності ( - cos j) електропривода визначаємо розрахунковий cos j.

- порівнюємо отриманий cos j з паспортними значеннями та фактичними і по відповідних формулах вираховуємо втрати електроенергії за відповідний період роботи;

Примітка. Якщо робота насоса здійснюється не в оптимальних значеннях к.к.д. при номінальних режимах, необхідно скласти Припис про техніко-економічне обгрунтування заміни насоса, або про терміновий ремонт механічної частини, якщо cos j низький.

7.2. Перевірка насосних та повітродувних станцій

Наступна Методика використовується при перевірці насосних та повітродувних станцій, які входять до складу водозабірних споруд (крім підземних свердловин), станцій очищення води, систем подачі та розподілу водопровідної води, каналізаційних систем.

7.2.1. Зняти показання приладів обліку і виконати виміри параметрів:

• тиск на всмоктувальних та напірних патрубках насосів та повітродувок,

• тиск при виході з насосної станції, або тиск у диктуючій точці,

• продуктивність насосної станції (кількість води за одиницю часу (витрата) в напірних водоводах) QНС,

• електрична потужність працюючих насосів Nф.

7.2.2. Перевірити відповідність встановлених насосних (повітродувних) агрегатів паспорта станції. Якщо сумарна потужність устаткування перевищує передбачене паспортом значення, то інспектор фіксує фактичну номінальну потужність встановленого устаткування Nфн і потужність по паспорту насосної станції Nп. За цими даними у подальшому розраховується перевитрата електроенергії (див. п. 4.1.2).

7.2.3. Перевірити відповідність працюючих агрегатів, а також продуктивності та напорів на виході з насосної станції режимній карті (регламенту). Визначити сумарну потужність працюючого устаткування (насосів або повітродувок) Nф (див. п. 7.1.5). Порівняти Nф з потужністю, вказаною в режимній карті - Nр. В разі невідповідності фактичних параметрів значенням, заданим регламентом, виконати розрахунки втрат електроенергії (див. п. 4.1.3 - 4.1.5).

7.2.4. Розрахувати напір насосів (м) за формулами:

НР = Нман +

V2Н - V2В
_,
2g

(7.1)

Нман = НН - НВ + ZН - ZВ,

(7.2)

де Н ман - манометричний напір, визначений по показаннях манометрів на напірній (НН) і всмоктувальній лініях (НВ)1, м;


1 При встановленні на всмоктувальній лінії вакуумметра напір Нв у формулі (3.2) взяти зі знаком мінус.

VН і VВ - швидкість у напірному та всмоктувальному патрубках насосів, м/с;

ZН, ZВ - геодезичні відмітки осей манометрів у напірному та всмоктувальному трубопроводах, м (визначити за даними виконавчої робочої документації);

g - прискорення вільного падіння (9,81 м/с2).

Швидкість в патрубках можна визначити за формулою:

V =

Q
,
0.785d2

(7.3)

де Q - витрата води по трубі, м3/с;

d- діаметр труби, м.

При відсутності даних про продуктивність кожного насосу різницю швидкісних напорів (V2Н - V2В) / 2g у формулі (3.1) приймати рівною 1,0 м.

При однакових діаметрах напірного та всмоктувальних патрубків (VН = VВ) напір насоса дорівнює манометричному напору, визначеному по формулі (7.2).

7.2.5. При відсутності манометра (вакуумметра) на всмоктувальній лінії насоса допускається знаходити напір по рівню води в резервуарі насосної станції (мал. 3.1).

У такому разі формула (3.2) приймає вигляд:

Нман = НН  + ZН - ZР - hвс,

(7.4)

де ZР - геодезична відмітка води у резервуарі, визначена по показаннях рівнеміра (ці показання повинні бути пов'язані з відміткою осі манометра на напірній лінії);

hвс - втрата напору на всмоктувальній лінії від резервуара до насоса, м.

Втрата напору h визначається за формулою:

h = 1.3 (1000i) L,

(7.5)

де 1.3 - коефіцієнт, що враховує місцеві опори;

L - довжина всмоктувальної труби від резервуара до насоса, км;

1000i - гідравлічний ухил, м/км, який визначається в залежності від діаметра водопідйомної труби d, її матеріалу і витрати води q, згідно додатка Д.

Діаметр труби взяти з паспорта насосної станції, а витрату води q визначити за допомогою лічильника (див. п. 3.1.5) або витратоміра.

Якщо довжина всмоктувальної лінії насоса незначна (не перевищує 100 м), то втрата напору в ній може бути прийнята рівною 1 м.

3.2.6. За паспортними характеристиками насосів і розрахованим згідно (3.1) напором Нр можна визначити потужність на валу кожного працюючого насоса Nп (приклад наведено на мал. 3.2).

Одночасно слід перевірити, чи знаходиться робоча точка насоса в області оптимальних значень ККД, яка обмежена вертикальними лініями на кривій h-Q (див. мал. 3.2). У випадках, коли робоча точка виходить за межі цієї зони, інспектор дає припис провести техніко-економічне обгрунтування заміни насоса.

7.2.7. До сучасних методів управління роботою насосної станції належать:

- управління по тиску в диктуючих точках водопровідної мережі;

- автоматичне підтримання тиску на виході насосної станції.

Згідно до чинних Правил технічної експлуатації систем водопостачання та каналізації населених пунктів України оперативне управління режимом роботи насосної станції здійснює черговий диспетчер, виходячи з умови підтримання заданих параметрів роботи системи водопостачання (каналізації) у цілому і економічності роботи даної насосної станції.

У разі відсутності централізованого диспетчерського управління для кожної насосної станції повинні бути розроблені типові погодинні графіки роботи насосних агрегатів для різних днів тижня і сезонів року з урахуванням коливань водоспоживання (притоку стічних вод), рівнів води в резервуарах і водонапірних баштах та режимів роботи інших насосних станцій.

Застосування застарілих типів управління роботою насосної станції, відсутність регулювання насосів або застосування дроселювання засувкою для зміни напору свідчить про можливість втрат електроенергії. При виявленні вказаних фактів інспектор вказує у приписі терміни усунення недоліків, починаючи з розробки техніко-економічного обгрунтування застосування сучасних методів управління станцією та частотного регулювання приводів насосів.

7.3. Водозабірні споруди

7.3.1. На водозабірних спорудах з поверхневих джерел перевірці належать насосні станції першого підйому. Методика їхньої перевірки описана в розділі 3.2.

7.3.2. Методика перевірки насосних станцій для забору води із підземних свердловин аналогічна перевірці звичайних насосних станцій (див. п. 7.2), виключенням є напір заглибних насосів.

7.3.3. Напір заглибних насосів визначається за формулою:

Н = НН + ZН - ZД + h +

V2
_______,
2g

(3.6)

де Нн - напір, визначений по показаннях манометра, м;

ZН і ZД - геодезичні відмітки осі манометра і динамічного рівня води (відносно одного опорного рівня - див. мал. 3.3), м;

h - втрата напору на вході в насос і у водопідйомній трубі від насоса до манометра, м;

V - швидкість води у водопідйомній трубі, м/с.

Втрата напору h приблизно визначається за формулою:

h = 1.3 (1000i)L,

(3.7)

де 1,3 - коефіцієнт, який враховує місцеві опори;

L - довжина водопідйомної труби від насосу до манометра, км;

1000i - гідравлічний ухил, м/км, розраховується за формулою, наведеною в додатку Д.

Діаметр водопідйомної труби зазначений у паспорті свердловини. Продуктивність свердловини визначити за показаннями водолічильника, встановленого на напірному трубопроводі.

7.3.4. Інспектор ревізує терміни проведення генеральних перевірок стану свердловин і встановленого насосного устаткування. В разі порушення цих термінів (за Правилами технічної експлуатації - 1 раз на рік), надається відповідний припис.

7.4. Станції очищення води

7.4.1. Перевірці на станціях очищення води (питної або стічної) підлягають:

А. Найбільш енергоємне устаткування на станціях очищення води:

• Насоси подачі промивної води в фільтри.

• Насоси обороту промивної води.

• Повітродувки для водоповітряної промивки фільтрувальних споруд, для аеротенків, а також реагентного господарства.

• Озонаторні установки.

Б. Витрата води на власні потреби очисної станції, найбільш значна з яких - витрата води на промивку фільтрувальних споруд. (Інші витрати - скидання осаду з відстійників або освітлювачів і т. п., як правило, в декілька разів менше витрати на промивку).

7.4.2. Перевірка насосів подачі та обороту промивної води, а також повітродувок проводиться за методикою, викладеною в розділі 3.2.

При перевірці роботи озонаторної установки слід визначити відповідність встановленого обладнання паспорту або регламенту установки.

Перевитрата електроенергії в озонаторних установках можлива:

- при заміні обладнання, що вийшло з ладу, на інше, потужність якого не відповідає проекту;

- при порушенні регламенту роботи обладнання.

7.4.3. При перевірці витрати води на власні потреби очисної станції (промивку фільтрувальних споруд) інспектор виписує регламентні та визначає фактичні значення інтервалів між промивками (Тр і ТФ) і тривалість одної промивки (tр і tф). В разі виявлення невідповідностей слід з'ясувати їхні причини. При

 

(7.8)

визначити перевитрату води3/добу) за формулою -

 

(7.9)

де VПР - інтенсивність промивки, л/(с•м2);

SF - сумарна площа фільтрувальних споруд, м2;

tр, tф, Тр і ТФ - тривалості промивки і фільтроциклу фактичні (індекс "ф") та згідно режимній карті (регламенту) (індекс "р"), год.

7.4.4. При обстеженні станцій очищення води інспектор повинен візуально проконтролювати рівномірність розподілу подачі повітря по площі аеротенків і фільтрувальних споруд. В разі значної нерівномірності розподілу подачі повітря слід надати відповідний припис на усунення недоліків.

7.4.5. При обстеженні споруд по обробці осаду стічних вод інспектор повинен перевірити:

- Відповідність встановленого устаткування паспорту об'єкта.

В разі невідповідності, яка не викликана об'єктивними причинами, розрахувати перевитрату електроенергії (див. п. 8.1.2).

- Відповідність режиму роботи встановленого устаткування регламенту.

В разі невідповідності розрахувати перевитрату електроенергії (див. п. 8.1.3)

Звернути особливу увагу на тиск і температуру в метантенку - при їх відхиленні від регламенту інспектор дає припис про необхідність проведення налагоджувальних робіт.

7.4.6. Перевірка рівня використання вторинних енергоресурсів (біогазу) проводиться згідно чинним методикам стосовно природного газу. Біогаз на підприємствах ВКГ, як правило, використовують для власних потреб очисних споруд, для роботи метантенків, шляхом спалювання в котельнях. Кількість виробленого та спожитого біогазу визначають за даними приладів обліку очисних споруд.

8. РОЗРАХУНОК ВТРАТ ТА ПЕРЕВИТРАТ ПАЛИВНО-ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ І ВОДИ

8.1. Насосні та повітродувні станції

8.1.1. Розрахунок втрат паливно-енергетичних ресурсів, викликаних роботою насосів у режимі, який не відповідає регламенту, виконується при відсутності об'єктивних причин відхилення від регламенту.

Об'єктивними причинами відхилення від регламенту є:

• аварії у водоводах або мережах, якщо час ліквідації аварії не перевищує значень, регламентованих СНиП 2.04.02 - 84 (див. Додаток Г);

• поповнення пожежного і відновлення аварійного запасу води;

• промивання водоводів, мереж і резервуарів чистої води при введенні в експлуатацію після ремонтних робіт або дезінфекції;

• планові ремонти устаткування;

• виконання пусконалагоджувальних або науково-дослідних робот на мережі, водоводах або насосних станціях.

8.1.2. Варіант N 1. Якщо встановлене устаткування не відповідає паспорту насосної станції, слід визначити сумарну номінальну потужність Nфн двигунів фактично встановленого насосного устаткування (п. 3.2.2). Якщо Nфн перевищує сумарну потужність двигунів Nn,записану в паспорті станції, необхідно визначити наявність частотного регулювання електродвигунів або інших засобів регулювання продуктивності насосної станції. При відсутності регулювання перевитрата електроенергії визначається за формулою -

DE1 = (Nфн - Nn)Т,

(8.1)

де Nфн і Nn - сумарна електрична потужність двигунів,фактична і паспортна, кВт;

Т - тривалість роботи, год., приймається рівною сумарній тривалості роботи насосів у даному режимі у відповідності до регламенту, починаючи від дати затвердження регламенту до моменту перевірки.

Примітка: За період, який не перевищує календарного року.

Варіант N 2. В формулі (4.1) - необхідно розраховувати к.к.д. двигуна, а потім перевитрати електроенергії.

8.1.3. Варіант N 1. При невідповідності працюючих агрегатів режимній карті (регламенту), якщо відсутнє частотне регулювання електродвигунів, перевитрату електроенергії слід визначати за формулою:

DE2 = (Nф - Nр)T,

(8.2)

де Nф і Nр - сумарна номінальна потужність двигунів фактична і задана в режимній карті, кВт;

Т - тривалість роботи, год., див. п. 8.1.2.

Варіант N 2. В формулі (8.2) необхідно розраховувати фактичне та задане значення к.к.д. двигуна замість потужності.

8.1.4. Для оцінки ефективності роботи насосів необхідно просумувати потужності на валу працюючих насосів, розраховані за паспортними характеристиками (SNпi) (див. п. 7.2.6), і порівняти з NФ (фактична електрична потужність насосів, див. п. 7.2.3, п. 7.1.5). Якщо

NФ > 1,15SNпi,

(8.3)

то має місце перевитрата електроенергії, величина якої дорівнює

DЕ3 = [NФ - 1,15SNпi,

(8.4)

де Т - тривалість роботи, дорівнює часові роботи насосів у даному режимі (згідно до регламенту) від дати затвердження регламенту до моменту перевірки, год.;

1,15 - коефіцієнт, що враховує можливу похибку вимірів при перевірці.

Примітка: За період, який не перевищує календарного року.

8.1.5. Якщо напір на виході з насосної станції В), що працює в міську водопровідну мережу, більший ніж регламентне значення Р), то перевитрата води складає:

DQ = 0.0065 (НВ - НР) · Q,

 

а відповідна перевитрата електроенергії дорівнює:

DЕ4 = DQ · r · Т,

(8.5)

де Q -продуктивність насосної станції, м3/год.;

r - питома витрата електроенергії, яка визначається як сума питомих витрат електроенергії від місця забору води з джерела до виходу з насосної станції (точніше, сумарна питома витрата електроенергії від місця забору води з джерела до виходу НС, яка перевіряється), кВт·год./м3;

за паспортними даними фактично встановленого обладнання,

Т - тривалість роботи, год. (див. п. 4.1.4).

8.2. Станції очищення води

8.2.1. Якщо витрата води на промивку фільтрувальних споруд перевищує регламентні значення (див. п. 3.4.3), перевитрата електроенергії (кВт·год.) визначається за формулою:

DЕ5 = DW · r · ТC,

(8.6)

де DW - перевитрата води (м3/добу), визначена згідно (3.9),

r - питома витрата електроенергії, визначена як сумарна питома витрата електроенергії від місця забору води з джерела до виходу з насосної станції (точніше, сумарна питома витрата електроенергії від місця забору води з джерела до виходу НС, яка перевіряється), кВт·год./м3;

ТC - кількість діб роботи фільтрувальних споруд від дня затвердження чинного регламенту до дня перевірки.

Примітка: За період, який не перевищує календарного року.

8.2.2. Перевитрату електроенергії озонаторною установкою розраховують аналогічно насосним станціям, див. п. п. 8.1.2 і 8.1.3.

8.3. Розрахунок сумарних втрат енергоресурсів

8.3.1. Загальні втрати енергоресурсів на підприємстві ВКГ, що перевіряється, складаються з втрат, встановлених на основі аналізу документів д), наданих підприємством до початку перевірки (Додаток Б), і втрат, виявлених під час обстеження об'єктів інспектором (Eо).

8.3.2. Загальні понаднормативні втрати води по підприємству ВКГ можна визначити згідно даним підприємства (Додаток Б, п. 13).

8.3.3. Втрати електроенергії (кВт*год./рік) за рахунок понаднормативних втрат води розраховуються за формулою:

ЕП = rСВ (QПФ - QПН),

(4.7)

де - фактичні і нормативні втрати води, які враховуються згідно документів підприємства ВКГ, м3/рік;

rСВ - затверджена та погоджена в установленому законодавством порядку норма питомих витрат електроенергії по даному підприємству.

Примітка: Розрахунок перевитрат електроенергії в електричних мережах при перевірці підприємств водопровідно-каналізаційного господарства виконувати згідно р. 15 "Електричні системи та обладнання. Визначення втрат та перевитрат електроенергії" Методики визначення нераціонального (неефективного) використання паливно-енергетичних ресурсів, затвердженої наказом Національного агентства України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів від 13.12.2006 р. N 89, та впровадженої в практику інспекторських перевірок підприємств наказом Державної інспекції з енергозбереження від 22.12.2006 р. N 285.

 

Додаток А

Типові схеми комплексів водопостачання і водовідведення

Типи насосів (виробництва СНД), які використовуються в системах водопостачання і водовідведення

Для систем водопостачання використовуються, переважно, відцентрові насоси наступних типів:

• К - консольні одноступеневі,

• Д - одноступеневі з двостороннім входом (старі назви - НДн, НДс, НДв),

• МС - багатоступеневі секційні з одностороннім входом,

• М - багатоступеневі з одностороннім входом,

• МД - багатоступеневі з першим колесом із двостороннім входом і рештою коліс з одностороннім входом.

Артезіанські насоси для підйому води з джерел випускаються двох типів:

• ЕЦВ - із заглибними електродвигунами,

• АТН, А, НА - з насосом у джерелі й електродвигуном на поверхні.

У системах водовідведення використовуються, в основному, відцентрові насоси наступних типів:

• ФГ- одноступеневі горизонтальні з одностороннім входом,

• ФВ - одноступеневі вертикальні з одностороннім входом,

• ЦМК - відцентровий моноблочний заглибний,

• Гр (землесос) - відцентровий моноблочний одноступеневий.

 

Додаток Б

Перелік документів,
які надаються підприємством ВКГ інспектору з енергозбереження

1. Загальна характеристика підприємства (структура, види та об'єми продукції, наданих послуг за останні два роки та кожен місяць поточного року). Довідка.

2. Енергетичний баланс підприємства.

3. Енергетичний паспорт підприємства.

4. Звіти по формах NN 4-МТП, 11-МТП, 24-Е, 5-С за поточний рік та за два минулих роки (копії).

5. Довідка про тарифи на ПЕР (паливо, теплова енергія, електроенергія).

6. Довідка про тарифи на енергоносії власного виробництва, при наявності таких.

7. Документ, який дає право на використання природного газу.

8. Довідка про використання палива (вид палива, його теплотехнічні характеристики, система обліку палива (загальний, міжцеховий, поагрегатний), тип приладів обліку, основне паливовикористовуюче обладнання, розподіл використання палива між основним паливовикористовуючим обладнанням або підрозділами у відсотковому відношенні за минулий рік та за звітний період поточного року, коефіцієнт використання установленої потужності основного паливовикористовуючого обладнання за минулий рік, режимні карти).

9. Довідка про використання теплоенергії (вид теплової енергії, параметри теплоносіїв, схема обліку теплової енергії, тип приладів обліку, основне тепловикористовуюче обладнання, розподіл виробленої теплоенергії між основним тепловикористовуючим обладнанням або підрозділами у відсотковому відношенні за минулий рік та за звітний період поточного року, коефіцієнт використання установленої потужності тепловикористовуючого обладнання за минулий рік), відсоток повернення конденсату, нормативний і фактичний, відсоток безперервної продувки котлів.

10. Довідка про використання електроенергії (схема електропостачання, схема обліку електроенергії, типи приладів обліку, основне електровикористовуюче обладнання, розподіл виробленої та використаної електроенергії між основними підрозділами, технологічними процесами або обладнанням у відсотковому відношенні за минулий рік та за звітний період поточного року, коефіцієнт використання установленої потужності електрообладнання за минулий рік).

11. Довідка про компенсацію реактивної потужності (установлена потужність конденсаторних установок, потужність синхронних електродвигунів, наявність графіка роботи конденсаторних установок при відсутності автоматичних пристроїв регулювання КУ).

12. Довідка про систему обліку води та стоків, типи приладів обліку.

13. Довідка про втрати води із зазначенням обсягу втрат води в абсолютному виразі та в процентах (за останні 3 роки), нормативних величин втрат (з посиланням на чинні норми), причин понаднормативних втрат.

14. Довідка про стан розрахунків з постачальниками палива та енергії.

15. Графіки планово-попереджувальних робіт (ППР) енерговикористовуючого обладнання. Довідка про стан використання ППР.

16. Довідка про стан використання вторинних енергоресурсів.

17. Розроблені та погоджені питомі норми витрат ПЕР та їх дотримання.

18. Довідка про впровадження на підприємстві протягом останніх двох років та поточного року новітніх технологій та енергоефективність їх впровадження.

19. Організаційно-технічні заходи з економії паливно-енергетичних ресурсів та стан їх виконання. Довідка.

20. Довідка про діючу систему матеріального стимулювання за економію ПЕР.

21. Довідка про підготовку до осінньо-зимового періоду.

22. Довідка про відсоток вартості ПЕР у собівартості продукції.

23. Копії регламентів (режимних карт) насосних станцій та очисних споруд.

Примітка. Всі довідки повинні бути підписані відповідальними посадовими особами та завірені печаткою. Документи за підписом керівника повинні бути завірені гербовою печаткою організації, підписи інших посадових осіб можуть бути завірені керівником або печаткою відділу кадрів.

 

Додаток В

Затверджую

Начальник _
                          Назва територіального управління
                                 інспекції з енергозбереження

                                        дата, П. І. Б.

ПРОГРАМА
перевірки __
                      (найменування підприємства водопровідно-каналізаційного господарства)
з питань енергозбереження

1. Види та об'єми продукції, що виробляється.

2. Об'єми спожитих ПЕР.

3. Наявність затверджених питомих норм витрат ПЕР, експертиза їх розрахунків та погодження в Національному агентстві України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів (НАЕР).

4. Дотримання затверджених питомих норм витрат ПЕР.

5. Стан обліку споживання ПЕР та відповідність приладів обліку чинним вимогам.

6. Технічний стан та відповідність паспортним даним технологічного та енергетичного устаткування.

7. Наявність режимних та технологічних карт та їх дотримання під час експлуатації енергетичного та технологічного устаткування.

8. Наявність та стан використання вторинних енергоресурсів.

9. Застосування на підприємстві нетрадиційних та відновлюваних видів енергії.

10. Впровадження новітніх енергозберігаючих технологій та устаткування.

11. Наявність та стан ведення "Енергетичного паспорту підприємства."

12. Наявність та стан виконання програм з енергозбереження або організаційно-технічних заходів з економії ПЕР.

13. Дотримання термінів виконання приписів, виданих представником Державної інспекції з енергозбереження за результатами раніше проведених перевірок.

14. Дотримання чинного законодавства з питань енергозбереження.

15. Виявлення фактів нераціонального та марнотратного використання ПЕР у структурних підрозділах підприємства під час перевірки.

16. Складання актів, приписів та інших документів, визначених результатами перевірки підприємства.

Державний інспектор

__
підпис

__
П. І. Б.

 

Додаток Г

Розрахунковий час ліквідації аварії

(згідно СНиП 2.04.02-84, п. 8.4)

Розрахунковий час ліквідації аварії на трубопроводах систем водопостачання I категорії слід приймати згідно таблиці. Для систем водопостачання II і III категорії вказаний в таблиці час слід збільшувати відповідно в 1,25 і в 1,5 рази.

Таблиця

Діаметр труб, мм

Розрахунковий час ліквідації аварії на трубопроводах, год., при глибині закладання труб, м

До 2

Понад 2

До 400

8

12

Від 400 до 1000

12

18

Понад 1000

18

24

Примітки: 1. В залежності від матеріалу і діаметру труб, особливостей траси водогонів, умов прокладки труб, наявності доріг, транспортних засобів і засобів ліквідації аварії вказаний час може бути змінений, але повинен прийматися не менше 6 год.

2. Допускається збільшувати час ліквідації аварії за умови, що тривалість перерв подачі води і зниження її подачі не буде перевищувати меж, вказаних у п. 4.4 СНиП 2.04.02-84 (24 години для систем водопостачання III категорії).

3. При необхідності дезінфекції трубопроводів після ліквідації аварії вказаний у таблиці час слід збільшувати на 12 год.

 

Додаток Д

Розрахунок втрат напору в трубах

Гідравлічний уклін (1000i, м/км) визначається за формулою

1000i = Kqn / dp,

де q - витрата води, м3/с;

- внутрішній діаметр, вибрати з таблиці Д1 в залежності від умовного проходу () і матеріалу труби, м.

Значення коефіцієнта К і показників ступеня n і р слід приймати по таблиці Д2.

Розрахункові діаметри труб, мм

Таблиця Д1

Умовний прохід,
dу, мм

Матеріал труб

Сталь
ГОСТ 10704-76,
ГОСТ 8696-74

Чавун
ГОСТ 9583-75,
ГОСТ 21053-75

Асбестоцемент
ГОСТ 539-80

Залізобетон
ГОСТ 12586-74,
ГОСТ 16953-78

200

0,209

0,203

0,189

-

250

0,26

0,253

0,235

-

300

0,311

0,304

0,279

-

350

0,363

0,352

0,322

-

400

0,412

0,401

0,368

-

450

0,466

0,451

-

-

500

0,516

0,501

0,456

0,5

600

0,616

0,6

-

0,6

700

0,706

0,699

-

0,7

800

0,8

0,8

-

0,8

900

0,904

0,9

-

0,9

1000

1,0

1,0

-

1,0

1200

1,2

-

-

1,2

1400

1,4

-

-

1,4

Коефіцієнти у формулі для гідравлічного ухилу

Таблиця Д2

Матеріал труб

Значення коефіцієнтів

К

р

n

Сталь і чавун (без внутрішнього покриття)

1,735

5,3

2,0

Асбестоцемент

1,18

4,89

1,85

Залізобетон віброгідропресований

1,688

4,89

1,85

Залізобетон центрифугований

1,486

4,89

1,85

 

Додаток Е

АКТ (запропонований проект)
перевірки роботи насосної станції

на об'єкті ___
найменування об'єкта

_____
повне найменування підприємства водопровідно-каналізаційного господарства

1. Встановлене устаткування

N

Тип і марка насоса і електродвигуна по паспорту насосної станції

Потужність по паспорту насосної станції,
кВт

Тип і марка насоса і електродвигуна фактична

Потужність встановленого агрегату,
кВт

Примітки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

2. Працююче устаткування

NN

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Потужність паспортна,
кВт

Споживана потужність фактична,
кВт

Примітки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

3. Параметри працюючих насосів

N

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Тиск, м

Позначка рівня води в резервуарі (в всмоктуючому відділенні), м

Втрата напору на всмоктувальній лінії, м

Напір насоса, м

Споживана потужність фактична, кВт

Потужність по паспорту, кВт

Примітки

Напірний патрубок, АН

Всмоктувальний патрубок, В

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Розрахунок перевитрати електроенергії


5. Методи регулювання насосів і управління насосною станцією


6. Зауваження по роботі насосної станції



Представники інспекції
 
_____
прізвище та ініціали, посада
_____
___/_/

Відповідальний представник
підприємства
_______
прізвище та ініціали, посада
_____
___/__/

М. П.

 

Додаток Є

Приклади розрахунків втрат ПЕР на об'єктах підприємств ВКГ

Приклад 1
Розрахунок втрат енергоресурсів на водопровідній насосній станції

1. Вихідні дані.

1.1. Вибірка з регламенту насосної станції наведена.

Затверджую:
______

Години

Число працюючих насосів

Напір на виході з насосної станції, м

0 - 6

1

23 - 27

6 - 10

2

20 - 25

10 - 13

1

23 - 27

13 - 15

2

20 - 25

15 - 19

1

23 - 27

19 - 24

2

20 - 25

1.2. Технічні дані (характеристики) насосів, встановлених на насосній станції, наведені на малюнку.

На насосній станції встановлені насоси з діаметром колеса 290 мм та електродвигунами номінальною потужністю 28 кВт. Лінії з маркерами на графіку відповідають насосу з діаметром робочого колеса 290 мм, а без маркерів - з діаметром 315 мм.

2. Основні дані для розрахунку втрат електроенергії, а також результати розрахунків зведені в акті перевірки насосної станції, складеному за формою, наведеною в додатку Е Методики.

Акт - (запропонований проект)
перевірки роботи насосної станції на об'єкті - водопровідна насосна станція N 3

Управління водопровідно-каналізаційного господарства м. ________

Дата, години перевірки -

1. Встановлене устаткування

N

Тип і марка насоса і електродвигуна по паспорту насосної станції

Потужність по паспорту насосної станції, кВт

Тип і марка насоса і електродвигуна фактична

Потужність встановленого агрегату, кВт

Примітки

1.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Згідно пояснень обслуговуючого персоналу електродвигун
3-го насоса вийшов з ладу та був замінений. Відповідні зміни до паспорту насосної станції не внесені.

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

3.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

40

 

Разом

84

 

96

 

2. Працююче устаткування

NN агрегатів

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Потужність електродвигунів паспортна по режимній карті, кВт

Потужність електродвигунів фактична, кВт

Примітки

1.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

28

По регламенту повинні працювати 2 насоса з потужністю двигуна по 28 кВт.

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

28

 

Разом

56

56

 

3. Параметри працюючих насосів

N агрегату

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Тиск, м

Позначка рівня води в резервуарі (у всмоктувальному відділенні), м

Втрата напору на всмоктувальній лінії, м

Напір насоса, м

Споживана потужність фактична,
кВт

Потужність по паспорту насоса,
кВт

Примітки

Напірний патрубок,
Нн

Всмоктувальний патрубок,
Нв

На виході з насосної станції

1.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

30,0

6,0

29,0

-

-

25,0

19,0

19,0

 

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

30,0

6,0

29,0

-

-

25,0

19,0

19,0

 

 

Разом

 

38,0

38,0

 

Примітки:

- Напір насосів визначений за формулами (3.1) і (3.2) Методики. Відмітки осей манометрів на всмоктувальній і напірній лінії однакові (ZН = ZВ, формула 3.2), а різниця швидкісних напорів у формулі (3.1) прийнята рівною 1,0 м.

- Виміри споживаної потужності зроблені за допомогою ватметра.

- Потужність насоса встановлена за методикою, описаною в розд. 3.2.6 Методики. Для визначення потужності на валу насоса по паспорту з точки, що відповідає напору 25 м проведена горизонтальна лінія до нижньої кривої Н-q (пунктир), потім вертикальна лінія до кривої N-q, а потім знову горизонтальна лінія до правої шкали, за котрою і визначена потужність - 19 кВт.

- Робочі точки насосів знаходяться в області оптимальних значень ККД.

4. Розрахунок перевитрати електроенергії.

Тривалість роботи кожного з трьох насосів за добу, в тому числі насоса N 3 - Тдоба = 24/3 = 8 год.

Перевірка виконана 31.08.2002, таким чином, період від затвердження регламенту до моменту перевірки становить 123 дні, а загальна розрахункова тривалість роботи насоса N 3 становить - Т = 8 х 123 = 984 год.

Перевитрата електроенергії згідно формулі (4.1) Методики складає:

DЕ1 = (Nфн - Nn)Т = (96 - 84)984 = 11808 кВт * год.

5. Методи регулювання насосів і управління насосною станцією.

Регулювання насосів здійснюється шляхом регулювання кількості працюючих агрегатів і дроселювання засувкою у напірному патрубку насосів.

Оперативна інформація про тиск у мережі, куди подає воду станція, відсутня.

6. Зауваження по роботі насосної станції:

1) Необхідно замінити електродвигун насоса N 3 (замість двигуна потужністю 40 кВт встановити 28 кВт).

2) Необхідно виконати техніко-економічні обґрунтування застосування частотного регулювання насосів, а також управління по тиску в диктуючих точках водопровідної мережі.

Державний інспектор

З актом ознайомлені:

Головний енергетик

Інші посадові особи

___________

Приклад 2
Розрахунок втрат енергоресурсів на водопровідній насосній станції

1. Вихідні данні.

1.1. Витяг з регламенту насосної станції наведено нижче.

Затверджую:
______

Години

Номери працюючих насосів

Напір при виході з насосної станції, м

0 - 6

1 (або 2)

23 - 27

6 - 10

1 та 2

20 - 25

10 - 13

1 (або 2) та 3 (або 4)

27 - 32

13 - 15

1 (або 2) та 3 (або 4)

25 - 30

15 - 19

1 (або 2)

23 - 27

19 - 24

1 та 2

20 - 25

1.2. Технічні дані (характеристики) насосів, встановлених насосній станції, наведені на малюнку.

Примітка: лінії з маркерами на графіку відповідають насосу с діаметром робочого колеса 290 мм, з електродвигуном номінальною потужністю 28 кВт.

2. Основні дані для розрахунку втрат електроенергії, а також результати розрахунків зведені в акті перевірки насосної станції, складеному за формою, наведеною в Додатку Е Методики.

Акт
перевірки роботи насосної станції на об'єкті - водопровідна насосна станція N 3

Управління водопровідно-каналізаційного господарства м. _

Дата, час перевірки -

1. Встановлене устаткування

N

Тип і марка насоса і електродвигуна по паспорту насосної станції

Потужність по паспорту насосної станції, кВт

Тип і марка насоса і електродвигуна фактична

Потужність встановленого агрегату, кВт

Примітки

1.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Насос 8К-12, електродвигун А72-4

28

 

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Насос 8К-12, електродвигун А72-4

28

3.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

40

Насос 8К-12, електродвигун А81-4

40

4.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

40

Насос 8К-12, електродвигун А81-4

40

 

 

Разом

136

 

136

 

2. Працююче устаткування

NN агрегатів

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Потужність електродвигунів паспортна по режимній карті, кВт

Потужність електродвигунів фактична, кВт

Примітки

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

40

40

По регламенту повинні працювати 2 насоси з потужністю двигуна 40 і 28 кВт. Потужність сумарна по регламенту - 40 + 28 = 68 кВт

3.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

40

40

 

Разом

80

80

 

3. Параметри працюючих насосів

N агрегату

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Тиск, м

Позначка рівня води в резервуарі (у всмоктувальному відділенні), м

Втрата напору на всмоктувальній лінії, м

Напір насоса, м

Споживана потужність фактична, кВт

Потужність по паспорту насоса, кВт

Примітки

Напірний патрубок, Нн

Всмоктувальний патрубок, Нв

На виході з насосної станції

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

31,0

6,0

29,0

-

-

26,0

29,0

29,0

 

3.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

31,0

6,0

29,0

-

-

26,0

29,0

29,0

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

58,0

58,0

 

Примітки:

- Напір насосів визначений за формулами (3.1) і (3.2) Методики. Відмітки осей манометрів на всмоктувальній і напірній лінії однакові (ZН = ZВ, формула 3.2), а різниця швидкісних напорів у формулі (3.1) прийнята рівною 1,0 м.

- Виміри споживаної потужності зроблені за допомогою ватметра.

- Потужність насоса встановлена за методикою, описаною в розд. 3.2.6 Методики. Для визначення потужності на валу насоса по паспорту з точки, що відповідає напору 26 м, проведена горизонтальна лінія до нижньої кривої Н-q (пунктир), потім вертикальна лінія до кривої N-q, а потім знову горизонтальна лінія до правої шкали, за котрою і визначена потужність - 29 кВт.

- Робочі точки насосів знаходяться в області оптимальних значень ККД.

4. Розрахунок перевитрати електроенергії.

Згідно регламенту насоси 1 (або 2) та 3 (або 4) працюють з 10 до 13 годин, тривалість їх роботи на добу складає - Тдоби = 5 год. Перевірка здійснена 31.08.2002, таким чином, період від затвердження регламенту до моменту перевірки становить 123 дні, а загальна розрахункова тривалість роботи насосів 1 (або 2) та 3 (або 4) становить - Т = 5 х 123 = 615 год.

Перевитрата електроенергії згідно з формулою (4.2) Методики дорівнює:

DЕ2 = ( - )Т = (80 - 68)615 = 7380 кВт * год.

де 80 и 68 - сумарна потужність електродвигунів фактична і по регламенту.

5. Методи регулювання насосів і управління насосною станцією.

Регулювання насосів здійснюється шляхом регулювання кількості працюючих агрегатів і дроселювання засувкою у напірному патрубку насосів.

Оперативна інформація про тиск у мережі, куди подає воду станція, відсутня.

6. Зауваження по роботі насосної станції:

- прийняти заходи для безумовного здійснення регламенту в частині використання насосів необхідних марок або скоригувати регламент з відповідним обгрунтуванням таких коректив.

- необхідно провести техніко-економічне обгрунтування використання частотного регулювання насосів, а також управління по тиску в диктуючих точках водопровідної мережі.

Державний інспектор

З актом ознайомлені:

Головний енергетик

Інші посадові особи

Приклад 3
Розрахунок втрат енергоресурсів у водопровідній насосній станції

1. Вихідні дані.

1.1. Витяг з регламенту насосної станції наведено нижче.

Затверджено:
______

Час, год.

Номери працюючих насосів

Напір при виході з насосної станції, м

0 - 6

1 + 2

23 - 27

6 - 11

1 + 2

20 - 24

11 - 13

1 (чи 2) + 3 (чи 4)

27 - 32

13 - 15

1 (чи 2) + 3 (чи 4)

25 - 30

15 - 19

1 + 2

23 - 27

19 - 24

1 + 2

20 - 25

1.2. Технічні дані (характеристики) насосів, встановлених на насосній станції, наведені на малюнку.

1.3. На всмоктувальних насосах манометри відсутні.

Довжина всмоктувальної лінії від резервуара до насоса L = 300 м.

Необхідні відмітки (див. рис. 3.1 Методики):

- осі манометра у напірному патрубку Zн = 25,0 м;

- рівня води у резервуарі Zр = 29,5 м.

1.4. Діаметри всмоктувальних труб (кожний насос має окрему всмоктувальну лінію) - D = 300 мм, труби сталеві.

1.5. Питома витрата електроенергії від місця забору води з джерела до виходу з насосної станції дорівнює 1,2 кВт·год/м3.

2. Основні дані для розрахунку втрат електроенергії, а також результати розрахунків зведені в акті перевірки насосної станції, складеному за формою, наведеною в додатку Е Методики.

Акт
перевірки роботи насосної станції на об'єкті - водопровідна насосна станція N 3

Управління водопровідно-каналізаційного господарства м. __

Дата, час перевірки -

1. Встановлене устаткування

N

Тип і марка насоса і електродвигуна по паспорту насосної станції

Потужність по паспорту насосної станції, кВт

Тип і марка насоса і електродвигуна фактична

Потужність встановленого агрегату, кВт

Примітки

1.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Насос 8К-12, електродвигун А72-4

28

 

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

Насос 8К-12, електродвигун А72-4

28

3.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

40

Насос 8К-12, електродвигун А81-4

40

4.

Насос 8К-12, електродвигун
А81-4

40

Насос 8К-12, електродвигун А81-4

40

 

 

Разом

136

 

136

 

2. Працююче устаткування

NN агрегатів

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Потужність електродвигунів паспортна по режимній карті, кВт

Потужність електродвигунів фактична, кВт

Примітки

1.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

28

По регламенту повинні працювати 2 насоса з потужністю двигуна по 28 кВт.

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

28

28

 

Разом

56

56

 

3. Параметри працюючих насосів

N агрегату

Тип і марка насоса і електродвигуна по режимній карті

Тиск, м

Позначка рівня води в резервуарі (у всмоктувальному відділенні), м

Втрата напору на всмоктувальній лінії, м

Напір насоса, м

Споживана потужність фактична, кВт

Потужність по паспорту насоса, кВт

Примітки

Напірний патрубок, Нн

Всмоктувальний патрубок, Нв

На виході з насосної станції

1.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

30,0

-

29,0

29,5

1,5

25,0

25,0

19,0

 

2.

Насос 8К-12, електродвигун
А72-4

30,0

-

29,0

29,5

1,5

25,0

25,0

19,0

 

Разом

 

 

 

 

 

 

50,0

38,0

 

Примітки:

1. В період перевірки продуктивність, визначена за показаннями витратомірів на напірних лініях при виході з насосної станції, становить 480 м3/год. = 480 / 3,6 = 133,4 л/с. Отже, продуктивність одного насоса - 133,4 / 2 = 66,7 л/с.

2. Оскільки манометр (вакуумметр) на всмоктувальній лінії відсутній, для розрахунку манометричного напору насосів необхідно скористатися формулою (3.4). Для цього попередньо потрібно розрахувати втрату напору у всмоктувальній лінії - формула (3.5) Методики. При витраті у всмоктувальній лінії q = 66,7 л/с = 0,0667 м3/с, діаметрі стальної лінії dу = 300 мм (див. п. 1.4 вихідних даних до прикладу), гідравлічний уклін згідно додатка Д до Методики дорівнює:

1000i = Kqn / dp = 1,735 q 2/ d5,3 = 1,735 * 66.72 / 0,3115,3 = 3,77 м/км,

де q - витрата води, м3/с;

- внутрішній діаметр, прийнятий по таблиці Д1 додатка Д Методики

в залежності від умовного проходу () і матеріалу труби (d = 0,311 м).

Втрата напору дорівнює (формула (3.5) Методики) -

h = 1.3(1000i)L = 1,3 * 3,77 * 0,3 = 1,47 м,

де L = 0,3 км - довжина всмоктувальної лінії.

Манометричний напір насоса дорівнює:

Нман = НН + ZН - ZН - ZР - hвс = 30,0 + 25,0 - 29,5 - 1,47 = 24,0 м,

а повний напір за формулою (3.1) Методики дорівнює:

Н = Нман +

V2Н - V2В
_
2g

= 24,0 + 1,0 = 25,0

(тут різниця швидкісних напорів прийнята 1,0 м).

3. Заміри фактичної потужності на валу насосів зроблені з допомогою ватметра.

4. Потужність по паспорту насоса встановлена по методиці, описаній в розд. 3.2.6 Методики, а також у прикладі 1. Ця потужність складає 19,0 кВт (див. пунктирну лінію на малюнку до цього прикладу).

5. Робочі точки насосів знаходяться в області оптимальних значень ККД.

4. Розрахунок перевитрати електроенергії.

В результаті перевірки встановлено:

1. Фактична потужність на валу працюючих насосів перевищує потужність по паспортній характеристиці насосів (Nф = 50,0 кВт, еNп = 38,0 кВт).

Оскільки NФ > 1,15еNпi, здійснюється розрахунок перевитрати електроенергії за формулою (4.3) Методики -

DЕ3 = [NФ - 1,15еNпi]Т.

Згідно регламенту обидва насоси працюють на протязі доби Тдоба = 22 години (це тривалість визначена за регламентом з урахуванням того, що в період з 11 до 15 години працює тільки один насос).

Перевірка здійснена 31.08.2002, таким чином, період від затвердження регламенту до моменту перевірки становить 123 дні, а загальна розрахункова тривалість роботи насосів складає - Т = 22 х 123 = 2706 год. Перевитрата електроенергії дорівнює:

DЕ3 = [NФ - 1,15еNпi]Т = (50,0 - 1,15 х 38) х 2706 = 17048 кВт*год.

2. Напір при виході з насосної станції у період перевірки становив Нв = 29,0 м і перевищував регламентне значення (Нр = 20 - 24 м). Тому повинен бути проведений розрахунок перевитрати електроенергії за формулою, наведеною в п. 4.1.5:

DQ = 0.0065(НВ - НР) · Q = 0,0065 (29 - 24) 480 = 15,6 м3/ч.

Тривалість роботи в цьому режимі по регламенту становить 5 годин на добу, а загальна тривалість порушення режиму - Т = 5 * 123 = 615 год. При питомій витраті електроенергії до точки виходу з насосної станції 1,2 кВ*год./м3 перевитрата згідно формулі (4.5) Методики складає:

DЕ4 = DQ · r · Т = 15,6 * 1,2 * 615 = 11513 кВт*год.

3. Сумарна величина перевитрати електроенергії складає:

DЕсум = DЕ3 + DЕ4 = 17048 + 11513 = 28561 кВт*год.

5. Методи регулювання насосів і управління насосною станцією.

Регулювання насосів здійснюється шляхом регулювання кількості працюючих агрегатів і дроселюванням засувкою на напірному патрубку насосів. Оперативна інформація про тиск у мережі, в яку подає воду насосна станція, відсутня.

6. Зауваження по роботі насосної станції

6.1. Необхідно провести ремонт і налагоджування насосів NN 1 и 2, характеристики яких не відповідають паспортним. Прийняти заходи до безумовного виконання регламенту в частині підтримання необхідних напорів на виході з насосної станції або скоригувати регламент із відповідним обгрунтуванням коректив.

6.2. Обладнати насосні агрегати манометрами на всмоктувальних патрубках відповідно до Правил технічної експлуатації.

6.3. Необхідно провести техніко-економічне обгрунтування застосування частотного регулювання насосів, а також управління по тиску в диктуючих точках водопровідної мережі.

Державний інспектор з енергозбереження:

З актом ознайомлені:

Головний енергетик, інші посадові особи

Приклад 4
Розрахунок втрат електроенергії при промивці фільтрів водопровідної очисної станції

1. Вихідні дані:

Показники

Од. вим.

Регламентні значення

Фактичні значення, визначені в результаті перевірки

1. Інтервал між промивками, Т

ч

16

16

2. Тривалість промивки, t

ч

0,1

0,15

3. Інтенсивність промивки, Vпр

л/(с*м2)

15

15

4. Загальна площа фільтрів, еF

м2

600

600

5. Тривалість роботи споруд від дня затвердження чинного регламенту до дня перевірки, Тс

діб

-

110

6. Питома витрата електроенергії, r

кВт·год/м3

0,1

-

Примітки:

1) Інтервал між промивками визначено по журналу оператора (регламенту).

2) Тривалість промивки замірялась інспектором від моменту надходження промивної води у фільтр до моменту припинення подачі цієї води.

2. Розрахунок витрати води і електроенергії:

Аналіз регламентних значень і результатів перевірки виявив невідповідності, причинами яких є недотримання персоналом станції регламенту. Перевіряємо співвідношення у відповідності до п. 3.4.3 Методики:

 

=

 

= 0.009375 > 0.00625,

отже, слід визначити перевитрату води (м3/добу) за формулою (3.9) Методики:

 

= 86,4 * 15 * 600 (0,009375 - 0,00625) = 2430.

Загальна перевитрата електроенергії обраховується за формулою (4.6) Методики:

DЕ5 = DW · r · ТС = 2430 * 0,1 * 110 = 26730 кВт·год.

 

ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Держкоменергозбереження
20.12.2002 N 138

ПЕРЕЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Національного агентства України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів
23.01.2008 N 8

Впроваджено в роботу
наказом Державної інспекції з енергозбереження 
25.01.2008 N 7

МЕТОДИКА
ІНСПЕКТОРСЬКИХ ПЕРЕВІРОК ЖКС ТА СТАНУ ДОТРИМАННЯ ВИМОГ НОРМАТИВІВ ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ У ЖИТЛОВОМУ ФОНДІ НЕЗАЛЕЖНО ВІД ЇХ ФОРМИ ВЛАСНОСТІ ТА ПІДПОРЯДКОВАНОСТІ

(Відкоригований варіант Методики з врахуванням зауважень та пропозицій фахівців територіальних управлінь Державної інспекції з енергозбереження за результатами перевірок підприємств ЖКС впродовж 2002 - 2007 рр.)

1. Вступ

Роботи по коригуванню Методики інспекторських перевірок ЖКС та стану дотримання вимог нормативів енергозбереження у житловому фонді незалежно від їх форми власності та підпорядкованості (розроблену на замовлення Державної інспекції з енергозбереження науково-виробничим підприємством "Луч" при Київському національному університеті будівництва і архітектури) виконані відділом методичного забезпечення, координації контрольно-наглядової роботи та аналізу Державної інспекції з енергозбереження з врахуванням зауважень та пропозицій, наданих фахівцями інспекторського складу територіальних управлінь Інспекції, напрацьованих в ході інспекторських перевірок підприємств житлово-комунального господарства України впродовж 2002 - 2007 рр.

Інспекторські перевірки підприємств житлово-комунального господарства, в т. ч. інженерних мереж житлово-комунального сектору, адміністративних і побутових будівель та інш. з питань енергозбереження та енергоефективності стають все більш актуальними та важливими при підготовці вищезазначених об'єктів до роботи в осінньо-зимовий період.

Застосування розробленої та відкоригованої Методики дозволить скоротити час інспекторських перевірок з питань енергозбереження на підприємствах житлово-комунального господарства та підвищити їх якість.

2. СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ

Методика призначена для контролю втрат (нераціонального використання або перевитрат) паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) при перевірці підприємств житлово-комунальної сфери.

Методика поширюється на об'єкти житлово-комунальної сфери незалежно від форми власності, які споживають електричну та теплову енергію, а також інші паливно-енергетичні ресурси.

Методика встановлює єдиний порядок перевірки стану використання ПЕР на підприємствах житлово-комунальної сфери всіх форм власності, забезпечує виконання вимог чинного законодавства України з питань раціонального використання ПЕР, визначає величини нераціонального використання ПЕР.

Мета застосування Методики:

- орієнтація управлінської науково-технічної та господарської діяльності підприємств, установ та організацій на раціональне використання та економію ПЕР на об'єктах житло-комунальної сфери;

- контроль додержання норм законодавства про енергозбереження на об'єктах житло-комунальної сфери;

- контроль виконання вимог нормативних документів щодо підтримання та підвищення технічного рівня енергоефективності устаткування та систем енергопостачання;

- контроль за наявністю та виконання норм та нормативів витрат паливно-енергетичних ресурсів;

- контроль за станом обліку і використання паливно-енергетичних ресурсів;

- контроль виконання вимог державної експертизи з енергозбереження та приписів Державної інспекції з енергозбереження

3. НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ

СНиП 2.08.01-89

Жилые здания.

ДБН В.2.2-9-99

Будинки і споруди. Громадські будинки та споруди. Основні положення.

ДБН В.2.2-3-96

Будинки і споруди. Будинки та споруди навчальних закладів.

ДБН В.2.2-4-96

Будинки і споруди. Будинки та споруди дитячих дошкільних закладів.

ДБН В.2.6-31:2006

Теплова ізоляція будівель.

СНиП 2.09.04-87

Административные и бытовые здания.

СНиП 2.09.02-85*

Производственные здания.

СНиП 2.09.03-85

Сооружения промышленных предприятий.

СНиП 2.05.06-85

Магистральные трубопроводы.

СНиП 11-35-76

Котельные установки.

СНиП 2.04.01-85

Внутренний водопровод и канализация зданий.

СНиП 2.04.05-91

Отопление, вентиляция и кондиционирование.

СНиП 2.04.07-86

Тепловые сети.

ДБН В.2.5-20-2001

Інженерне обладнання будинків і споруд.
Зовнішні мережі та споруди. Газопостачання.

СНиП 2.04.14-88

Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.

СНиП 3.05.06-85

Электротехнические устройства.

ДСТУ 3755-98

Енергозбереження. Номенклатура показників енергоефективності та порядок їх внесення у нормативну документацію.

ДСТУ 2339-94

Енергозбереження. Основні положення.

ДСТУ 2155-93

Енергозбереження. Методи визначення економічної ефективності заходів енергозбереження.

ДСТУ 2155-93

Енергозбереження. Нетрадиційні та поновлювані джерела енергії.

ДСТУ 1.0-93

Державна система стандартизації України. Основні положення.

НД Держкоменергозбереження

Інструкція. Порядок розроблення та затвердження нормативних документів з енергозбереження.

ВСН 59-88

Электрооборудование жилых и общественных зданий.
Нормы проектирования.

ДСТУ 2420-94

Енергозбереження. Терміни та визначення.

НД Держжитлокомун-госпу України

Правила утримання жилих будинків та прибудинкових територій" (наказ Держжитлокомунгоспу України від 17.05.2005 р. N 76)

- Закон України "Про енергозбереження" (74/94-ВР).

- ДСТУ 2339-94. Енергозбереження. Основні положення.

- ДСТУ 2420-94. Енергоощадність. Терміни та визначення.

- ДСТУ 3466-96. Якість електричної енергії. Терміни та визначення.

- ДСТУ 2681. Метрологія. Терміни та визначення.

- Положення про Національне агентство України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 3 квітня 2006 р. N 412 (яке є правонаступником Державного комітету України з енергозбереження).

- постанови Кабінету Міністрів України від 29 червня 2000 р. N 1039 "Питання Державної інспекції з енергозбереження".

- постанови Кабінету Міністрів України від 7 липня 2000 р. N 1071 "Про деякі заходи щодо раціонального використання паливно-енергетичних ресурсів".

- постанови Кабінету Міністрів України від 2 вересня 1993 р. N 699 "Про заходи щодо ефективного використання газу та інших паливно-енергетичних ресурсів в народному господарстві".

- СНиП 2.04.05-91. Отопление, вентиляция и кондиционирование, 1992 р.

- ДБН А. 2.2-3-97. Склад, порядок розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва, К., 1997.

- ДБН. А. 3.1-3-94. Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення, К., 1994.

- Наказ Мінбудархітектури від 27.12.93 р. N 247 "Про введення в дію нових нормативів опору теплопередачі огороджуючих конструкцій житлово-цивільних будинків і споруд для нового будівництва, реконструкцій та капітальних ремонтів".

- Наказ Міністерства України у справах будівництва і архітектури від 30.12.93 р. N 253 "Про введення в дію контрольних показників питомих витрат теплоти на опалення житлових будинків і блок-секцій".

- Правила користування електричною енергією, затверджені постановою НКРЕ від 31 липня 1996 року N 28.

- Постанова Кабінету Міністрів України від 27 листопада 1995 р. N 947 "Про Програму поетапного оснащення наявного житлового фонду засобами обліку та регулювання споживання води і теплової енергії на 1998 - 2000 рр.".

- Постанова Кабінету Міністрів України від 17 березня 1998 р. N 326 "Про внесення змін до Положення про порядок прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів державного замовлення".

- Наказ Міністерства палива та енергетики України від 17.01.2002 р. N 19, зареєстрований в Міністерстві юстиції України від 1 лютого 2002 року за N 93/6381 "Про затвердження Методики обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії".

- Правила користування тепловою енергією, затверджені постановою Кабінету Міністрів України від 3 жовтня N 1198.

- Наказ Державного комітету України з енергозбереження від 22 жовтня 2002 р. N 112 "Про затвердження Основних методичних положень з нормування витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві".

4. ТЕРМІНИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОНЯТЬ

У цій Методиці використано терміни, що означають поняття, визначені відповідно до Законів України "Про енергозбереження", відповідних ДСТУ, зазначених у розділі "Нормативні посилання".

Енергозбереження - діяльність (організаційна, наукова, практична), яка спрямована на раціональне використання та економне витрачання первинної та перетвореної енергії і природних енергетичних ресурсів в національному господарстві і яка реалізується з використанням технічних, економічних та правових методів.

Енергозберігаюча політика - адміністративно-правове і фінансово-економічне регулювання процесів видобування, переробки, транспортування, зберігання, виробництва, розподілу та використання паливно-енергетичних ресурсів з метою їх раціонального використання та економного витрачання.

Паливно-енергетичні ресурси - сукупність всіх природних і перетворених видів палива та енергії, які використовуються в національному господарстві.

Раціональне використання паливно-енергетичних ресурсів - досягнення максимальної ефективності використання паливно-енергетичних ресурсів при існуючому рівні розвитку техніки та технології і одночасному зниженні техногенного впливу на навколишнє природне середовище.

Нераціональне (неефективне) використання паливно-енергетичних ресурсів - прямі втрати паливно-енергетичних ресурсів, їх марнотратне витрачання та використання паливно-енергетичних ресурсів понад показники питомих витрат, визначених системою стандартів, а до введення в дію системи стандартів - нормами питомих витрат палива та енергії.

Економія паливно-енергетичних ресурсів - відносне скорочення витрат паливно-енергетичних ресурсів, що виявляється у зниженні їх питомих витрат на виробництво продукції, виконання робіт і надання послуг встановленої якості.

Ефективне використання енергетичних ресурсів - досягнення економічно виправданого мінімуму використання енергетичних ресурсів при існуючому рівні розвитку техніки і технологій і дотримання вимог екології для досягнення виробничої і соціальної мети.

Витрати ПЕР - кількість ПЕР, що споживається енергетичною чи технологічною установкою, об'єктом на вироблення продукції.

Втрати ПЕР - це величина непродуктивних витрат ПЕР, які обумовлені недотриманням вимог державних стандартів, режимних та технологічних карт, затвердженої проектної документації і т. п. і для усунення яких необхідно приймати заходи організаційного та технічного характеру. Визначаються як різниця між фактичними і нормативними витратами.

Перевитрати (понаднормативні втрати) - витрати (втрати) понад встановлені норми та нормативи.

Енергозберігаючі (енергоефективні) заходи - заходи, спрямовані на впровадження та виробництво енергоефективних продукцій, технологій та обладнання.

Питома витрата ПЕР - кількість ПЕР, що споживається енергетичною чи технологічною установкою, об'єктом на одиницю виробленої продукції, роботи, послуги.

Норма питомих витрат палива та енергії - регламентована величина питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів для даного виробництва, процесу, даної продукції, роботи, послуги (затверджується уповноваженим на те Кабінетом Міністрів України органом виконавчої влади).

Коефіцієнт корисної дії - відношення всієї кількості корисно використаної енергії об'єктом до кількості підведеної енергії.

Резерви економії ПЕР - можлива економія ПЕР за рахунок удосконалення енергетичного обладнання, установок, оптимізація їх режимів роботи та технологічного потенціалу енергозбереження.

Система теплопостачання - сукупність джерел теплової енергії, магістральних та/або місцевих (розподільних) теплових мереж, засобів розподілення теплової енергії, які об'єднані спільним режимом виробництва, транспортування та постачання теплової енергії.

Система теплоспоживання - комплекс теплоспоживчих установок, з'єднаний з системою теплопостачання, призначений для задоволення потреб споживача відповідно до договору.

Споживач теплової енергії - фізична особа, яка є власником будівлі або суб'єктом підприємницької діяльності, чи юридична особа, яка використовує теплову енергію відповідно до договору.

Тепловикористальне обладнання - комплекс пристроїв, які використовують теплову енергію для опалення, вентиляції, гарячого водопостачання і технологічних потреб.

Якість теплопостачання - сукупність термодинамічних, гідравлічних показників та кількісних параметрів теплоносія для задоволення потреб споживача згідно з умовами укладеного договору.

Вузол обліку - комплект засобів вимірювальної техніки, що занесені до Державного реєстру засобів вимірювальної техніки, на основі показів яких визначається обсяг спожитої теплової енергії, здійснюється контроль за параметрами теплоносія і налагодження режиму роботи теплового обладнання.

Межа балансової належності (відповідальності) - межа розподілу теплової мережі між теплопостачальною організацією і споживачем.

Межа експлуатаційної відповідальності - межа розподілу теплової мережі за ознакою договірних зобов'язань з експлуатації та утримання тих чи інших її ділянок або елементів, яка встановлюється за згодою сторін між теплопостачальною організацією та споживачем.

Межа продажу теплової енергії - сукупність точок теплової мережі, обладнаних вузлом обліку, на основі показів якого проводяться розрахунки за спожиту теплову енергію, або точка розподілу, визначена в договорі у разі відсутності такого вузла;

Самовільне втручання в діючі системи теплопостачання і тепло споживання - будь-яка зміна проектного рішення теплопостачання об'єкта, виконана споживачем або будь-якою іншою організацією без погодження з теплопостачальною організацією.

5. ПОЗНАКИ ТА СКОРОЧЕННЯ

В Методиці прийняті такі умовні позначення:

НД

Нормативний документ

ДСТУ

Державний стандарт України

ДБН

Державні будівельні норми України

СНиП

Строительные нормы и правила (НД колишнього СРСР)

ВСН

Ведомственные строительные нормы (НД колишнього СРСР)

ЖКС

Житлово-комунальний сектор

6. ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

Енергозбереження в житлово-комунальному секторі

Основними проблемами енергозбереження в житлово-комунальному секторі є ненадійні системи регулювання підігріву гарячої води; ненадійні системи регулювання температури теплоносія в перехідні періоди; відсутність теплолічильників тощо.

Перспективні напрямки енергозбереження, в основному, визначаються особливостями роботи централізованих СТП. Тому важливо при проектуванні забезпечувати вибір теплових джерел оптимальної потужності та можливості їх резервування, оптимальної кількості теплових мереж та їх діаметрів; повне резервування споживачів опалювальних навантажень та потреб гарячого водопостачання при пошкодженнях на теплових мережах; передбачити індивідуальні теплові пункти для кожного житлового будинку з підігрівачами води, відмовившись від зовнішніх гарячоводних мереж; за можливості прокладати теплові мережі на поверхні грунту чи в колекторах; при підземній прокладці не допускати заглиблення мереж понад 0,5 м.

Крім факторів, що викликають необхідність індивідуального регулювання споживання теплової енергії, існують фактори, які зумовлюють необхідність централізованого або групового регулювання та пов'язані з підтримуванням потрібного температурного графіка теплових мереж. Ці фактори стають домінуючими у період осінньої та весняної "зрізки" температурного графіка, коли мають місце "перетопи". Ліквідація "перетопів", пов'язаних із "зрізкою", може скоротити споживання теплової енергії до 7 %.

Зараз є значні резерви підвищення ефективності роботи котелень за рахунок використання ВЕР, утилізації тепла, скорочення нераціональних витрат теплової енергії, підвищення технічного рівня.

Зараз є значні резерви підвищення ефективності роботи котелень за рахунок використання ВЕР, утилізації тепла, скорочення нераціональних витрат теплової енергії, підвищення технічного рівня.

Для зменшення витрат у житлово-комунальному секторі важливим є:

- впровадження геліоустаткування, ВЕУ, утилізаторів низько потенційного тепла, зокрема, за допомогою агрегатів на теплових трубах;

- розробка та налагодження випуску надійних квартирних теплолічильників, аналогічних електролічильникам, нових прогресивних типів котлоагрегатів для заміни котлів типу "НІІСТУ", "Універсал", "Енергія" потужністю 0,5 - 1,5 Гкал/год. з ККД до 90 %, схем захисту електродвигунів потужністю понад 30 кВт;

- впровадження схем рециркуляції відпрацьованих продуктів згорання палива, зниження температури горіння в котлах, заміна котлоагрегатів на нові.

В побуті можна визначити такі напрямки споживання енергії:

- теплота для опалення;

- гаряче водопостачання;

- електроенергія.

Для того, щоб від варіантів потреб в теплі та електроенергії у побуті перейти до необхідної для цього кількості енергії, потрібна інформація щодо приладів, які використовуються в побуті, їх енергоефективності. Слід зазначити, що доля сектору "домашнє господарство та дрібні споживачі" в загальному споживанні кінцевої енергії останнім часом безперервно зростає. Зараз можливий лише аналіз енергоспоживання у побуті при забезпеченні задоволення попиту, а потім вже планування комплексної реалізації політики використання цих резервів. Однак, такий підхід не підмінює собою заходи широкого впровадження енергоефективних побутових приладів. Може бути наведено багато конкретних заходів з енергозбереження в побуті як по теплопостачанню, так і по електропостачанню. Однак, всі вони класифікуються за напрямками:

1) використання енергоефективної техніки та технологій;

2) повторне використання ВЕР;

3) широке використання НПДЕ (грунту, сонця, вітру);

4) використання систем акумуляційного енергопостачання;

5) тарифна політика;

6) інші організаційні заходи.

Споживача можна зацікавити у зменшенні споживання енергії тільки тоді, коли він буде забезпечений засобами, які дають можливість контролювати витрати теплової енергії згідно з апаратурою кімнатного обігріву (термостату).

У сфері теплозбереження споживач повинен бути зацікавленим у виборі та використанні теплоізоляційних матеріалів, клеючих складових, технологічних процесів покриття цих матеріалів; ефективних способів з'єднань віконних модулів і стін, герметизації країв віконних рам і дверей; застосуванні тепловідштовхуючих покриттів на поверхні віконного скла, що еквівалентно додаванню ще одного шару стандартного скління вікон.

Важливим кроком є модернізація системи опалення, в першу чергу вдосконалення теплових пунктів. Замість елеватора можливе використання безшумного циркуляційного насосу невеликої потужності та центрального автоматичного терморегулятора, який буде підтримувати потрібну температуру теплоносія в залежності від температури зовнішнього повітря, а при по фасадних системах опалення температура води в подавальному трубопроводі повинна установлюватись також з урахуванням впливу на фасад сонячного випромінення.

Суттєвого значення набуває зменшення теплових втрат трубопроводами, які повинні старанно теплоізолюватися.

Зменшенню втрат тепла в системах гарячого водопостачання сприяло б розукрупнення водопідігріваючих установок, які можуть проектуватися для групи будівель, в яких проживає до 5 тис. чоловік. В той же час найбільш економним рішенням було б максимальне наближення водопідігрівача до місця, де б гаряча вода витрачалася. Інколи є доцільним зовсім відмовитися від централізованого гарячого водопостачання, замінивши його пристроями місцевих газових чи електричних водонагрівачів. Можливості скорочення потреб в гарячому водопостачанні також є у повторному використанні тепла домашніх стічних вод та покращенні ізоляції накопичувачів гарячої води.

Таким чином, основними заходами з енергозбереження у житлово-комунальному господарстві та соціальній сфері можна визначити:

1) здійснення енергозберігаючих заходів, що забезпечують виконання вимог відповідних державних стандартів, будівельних норм та правил по досягненню встановлених питомих показників витрат ПЕР;

2) облік витрат ПЕР та автоматизоване управління енергоспоживанням у бідівлях та системах інженерного обладнання;

3) диспетчеризацію управління системою інженерного обладнання на рівні мікрорайону, міста, в тому числі створення автоматизованих систем управління технологічними процесами електро-, тепло-, водо- та газопостачання;

4) застосування при будівництві, реконструкції або капітальному ремонті житлових і громадських споруд проектних рішень, конструкцій та ізоляційних матеріалів з підвищеним тепловим захистом та з урахуванням кліматичних зон і технологічних вимог;

5) використання теплоутилізаційного обладнання у складі проектів енергоефективності при модернізації чи побудові нових будівель та споруд;

6) залучення у використання НПДЕ, місцевих видів палива, твердих побутових відходів та тепла міських стоків;

7) застосування автономних інженерних систем при малоповерховій забудові міст і селищ, у жилих будинках сільської місцевості.

6.1. Методика призначена для інспекторів, які здійснюють нагляд за станом використання паливно-енергетичних ресурсів у житлово-комунальному господарстві.

Містить методичні вказівки і рекомендації щодо регламентації дій інспектора на об'єкті, починаючи з візуального огляду до формулювання припису інспекторської перевірки ефективності енергозбереження.

Враховуючи те, що перевірці підлягають діючі об'єкти, головна увага приділена тому, як виконуються при експлуатації об'єктів вимоги нормативних актів та стандартів з енергозбереження, а також впровадженню на об'єктах заходів з енергозбереження, які не потребують великих капіталовкладень.

6.2. До складу основних енергоспоживаючих об'єктів та окремих установок, які підлягають перевірці з питань енергозбереження, відносяться: теплові мережі комунальної підпорядкованості, включаючи центральні теплові пункти (ЦТП) та індивідуальні теплові пункти (ІТП); житлові та громадські споруди, включаючи теплозахист та герметизацію споруд; загальнобудинкове освітлення, а також системи опалення, вентиляції, гарячого водопостачання та кондиціонування повітря споруд.

6.3. Невиправдано великі витрати паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) у житлово-комунальному секторі спричинені недосконалістю будівельних стандартів на теплозахисні властивості будівельних конструкцій, наявністю застарілих систем водо- і теплопостачання, практичною відсутністю індивідуальних засобів обліку та регулювання енергоспоживання, а також багатьма іншими причинами. Непродуктивні втрати теплової енергії при транспортуванні її від виробника до споживача складають, в окремих випадках, до 40 %. В цілому по ЖКС коефіцієнт корисного використання (ККВ) паливно-енергетичних ресурсів складає в середньому 30 %. В країнах ЄЕС в житлово-комунальному господарстві використання ПЕР характеризується ККВ 45 %.

6.4. Основні напрямки енергозберігаючої політики в ЖКС.

В галузі державної підтримки енергозбереження:

• створення економічного механізму, який стимулює процес енергозбереження;

• удосконалення систем тарифікації, стандартизації, сертифікації і метрології, направлених на енергозбереження;

• інформаційне і кадрове забезпечення;

• державний контроль за відповідністю обладнання, що випускається в Україні або імпортується і використовується в житлово-комунальному господарстві, діючим стандартам.

В галузі систем тепло- і водопостачання:

• перехід до ефективних енергозберігаючих архітектурно-будівельних систем і інженерного обладнання у житлово-комунальному будівництві;

• застосування там, де це економічно доцільно, децентралізованих джерел теплопостачання;

• зниження тепловтрат в інженерних мережах шляхом поступового переходу на сучасні трубопроводи, в тому числі на теплові мережі з пінополіуретановою ізоляцією;

• оптимізація режимів роботи мереж тепло- і водопостачання через застосування систем автоматизованого управління і регулювання приводу насосних агрегатів;

• реконструкція теплових пунктів із застосуванням ефективного тепломеханічного обладнання (пластинчатих теплообмінників і т. інше);

• широке використання апаратури контролю і діагностики стану внутрішньої поверхні обладнання і систем тепло- і водопостачання;

• заміна спрацьованої запірної арматури і санітарно-технічних пристроїв у квартирах і індивідуальних будинках;

• проведення режимно-налагоджувальних робіт в теплових мережах, системах опалення і гарячого водопостачання будівель;

• застосування приладного обліку і регулювання споживання теплової енергії, води і газу, організація взаєморозрахунків за споживання ресурсів за показниками приладів;

• використання нетрадиційних джерел енергії;

В галузі генераторів теплоти:

• застосування при модернізації котелень спеціальних турбін для вироблення додаткової електроенергії;

• забезпечення режимів водопідготовки, заборона пуску в експлуатацію котелень без оснащення установками водопідготовки, які не пройшли режимно-налагоджувальних випробувань в установлені строки;

• заміна і прочистка мереж з використанням нових методів прочистки безтраншейним способом;

• оптимізація процесів горіння в топках котлів і застосування оптимальних графіків регулювання з використанням засобів автоматики і контролю, перерозподілом теплових навантажень за рахунок кільцювання теплових мереж;

В галузі систем освітлення:

• застосування приладів автоматичного включення та відключення освітлення фасадів та сходових клітин житлових будинків.

• підбір потужностей та типів освітлювальних приладів систем освітлення фасадів та сходових клітин будинків.

6.5. Коефіцієнт корисного використання (ККВ) енергії (у частках одиниці або відсотках) характеризує ефективність на кінцевій стадії використання енергії. Якщо розглядати всю систему постачання енергії від видобування або виробництва її до використання на енергоспоживаючому об'єкті, то значення ККВ визначають за формулою:

ККВ = hвд · hтр · hп · hг · hр · hв,

(1)

де hвд, hтр, hп, hг, hр, hв, - відповідно значення коефіцієнта корисної дії (ККД) на стадіях: видобування енергоресурсів; у магістральному транспорті; передаванні; при генеруванні; при розподілі; при використанні енергії.

Коефіцієнт корисної дії енергоспоживаючого об'єкта (у частках одиниці або відсотках) h - це відношення корисно витраченої енергії на об'єкті Qкор до сумарної кількості енергії, підведеної до об'єкта Qпідв:

h = Qкор / Qпідв Ч (2)

6.6. Облік витрат енергоресурсів підрозділяють на комерційний (розрахунковий) та внутрішньовиробничий (контрольний) технічний.

Комерційний облік. Комерційний облік застосовується у вигляді приладних замірів витрат енергії для здійснення фінансових розрахунків між підприємствами. Будівлі, приєднані до мереж центрального теплопостачання, повинні бути обладнані приладами для комерційного обліку теплової енергії, які розміщують на абонентських уводах. Оплату за теплову енергію від споживача енергопостачальна організація отримує тільки за показниками комерційних приладів обліку.

Внутрішньовиробничий (контрольний) технічний облік. Такий облік застосовується для приладних замірів витрат енергоресурсів безпосередньо на підприємстві, як в цілому по підприємству, так і окремими його споживачами - дільницями, агрегатами цехами і таке інше. При цьому засобами обліку енергоресурсів повинні бути обладнані споживачі, річна витрата енергоресурсів яких дорівнює або перевищує: електроенергії - 300000 кВт·год; теплоти - 2000 Гкал; природного газу - 350000 м3, мазуту 300 т. у. п., вугілля - 800 т. у. п.

6.7. Організації, які отримують теплоту від ТЕЦ і котелень, повинні мати прилади комерційного обліку витрат теплової енергії. (Згідно п. 7 Правил користування тепловою енергією, затверджених постановою КМУ від 03.10.2007 р. N 1198 (далі - Правила), а саме: "Усі системи теплопостачання і теплоспоживання повинні бути забезпечені вузлами обліку відповідно до затверджених технічних умов і проектів").

Примітка: Введення в експлуатацію нової, реконструйованої системи теплоспоживання об'єкта без приладів комерційного обліку - забороняється (згідно Правил).

Встановлені на об'єктах житлового фонду лічильники перебувають на балансі власника житлового фонду, або за його дорученням, відповідно до договору - у виконавців комунальних послуг. Згідно з нормативними вимогами вони підлягають періодичній державній повірці як у процесі експлуатації, так і після ремонту.

Вимірювальні діафрагми, гільзи, термометри, манометри обслуговуються тією організацією, на балансі якої знаходиться трубопровід. Розрахунковий витратомір обслуговується енергопостачальною організацією.

Згідно Правил, п. 20 облік обсягу споживання теплової енергії і параметрів теплоносія ведеться на межі балансової належності теплових мереж теплопостачальної організації та споживача або за домовленістю сторін в іншому місці.

У разі відсутності, пошкодження та/або неправильної роботи приладів комерційного обліку оплата здійснюється відповідно до визначених у договорі навантажень з урахуванням середньомісячної фактичної температури теплоносія в теплових мережах теплопостачальної організації, середньомісячної температури зовнішнього повітря та кількості годин (діб) роботи тепловикористовувального обладнання в розрахунковому періоді.

6.8. Енергопостачальна організація повинна забезпечити безперебійний відпуск теплоти споживачу у відповідності з угодою і за умови, коли відхилення параметрів пари не більше ±5 % від договірних і температури не більше ±3° C. Відхилення по кількості теплоти повинно бути не більше 10 %. При тому, якщо параметри теплоносія не відповідають зазначеним вимогам, енергопостачальна організація виплачує штраф у розмірі 25 % вартості відпущеної теплоти з невідповідними до угоди параметрами.

У разі приєднання системи теплоспоживання до системи теплопостачання без приладів обліку теплоти, а також коли у системі теплоспоживання мають місце марнотратні витрати енергії або її розкрадання, енергопостачальна організація має право припинити частково або повністю подачу споживачу теплової енергії, попередивши перед цим споживача.

Кількість теплової енергії, що відпускається енергопостачальною організацією споживачу теплової енергії у вигляді гарячої води на опалення, вентиляцію та кондиціонування повітря, при відсутності приладів обліку, визначається за максимальним тепловим навантаженням з урахуванням фактичного часу споживання теплової енергії та фактичної температури теплоносія у подавальному трубопроводі.

Для гарячого водопостачання без приладів обліку кількість теплової енергії визначається як добуток добового споживання, зазначеного в договорі, на кількість діб у звітному періоді.

6.9. Засоби обліку і контролю використання електроенергії на промислових підприємствах комунального підпорядкування повинні забезпечувати:

• комерційний облік спожитої електроенергії у відповідності до діючих тарифів;

• технічний контроль витрат електроенергії на окремих виробництвах, в цехах, на технологічних установках і таке інше;

• необхідну інформацію з управління електроспоживанням і здійснювати автоматичне регулювання споживанням електроенергії;

• контроль і фіксацію перевищення рівня дозволеного ліміту електроспоживання;

• контроль якості електроенергії;

• документування необхідної інформації.

Вказані вимоги можуть бути забезпечені тільки за допомогою інформаційно-вимірювальних і керуючих систем.

7. ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ КОМУНАЛЬНОГО ПІДПОРЯДКУВАННЯ

7.1. В експлуатації знаходиться близько 9 тис. км різних за конструктивними ознаками та схемним вирішенням теплових мереж систем теплопостачання комунального підпорядкування.

За способом подачі теплоносія системи теплопостачання підрозділяють на:

• закриті (у яких теплоносій не витрачається і не відбирається з мережі) і

• відкриті (у яких теплоносій повністю або частково відбирається з мережі споживачами).

В залежності від кількості теплопроводів, які передають теплоносій в одному напрямку, розрізняють: однотрубні і багатотрубні системи теплопостачання. Зокрема водяні системи теплопостачання діляться на одно-, дво-, три- і багатотрубні, причому за мінімальною кількістю труб може бути відкрита однотрубна і закрита двотрубна.

За кількістю паралельно прокладених паропроводів парові системи бувають однотрубні і двотрубні.

За способом забезпечення тепловою енергією системи можуть бути одноступеневими і багатоступеневими.

В одноступеневих схемах споживачі приєднуються безпосередньо до теплових мереж за допомогою індивідуальних теплових пунктів (ІТП).

В багатоступеневих схемах між джерелами теплоти і споживачами розміщують центральні теплові пункти (ЦТП), які призначені для обліку і регулювання витрат теплоти, її розподілення по місцевим системам споживачів і приготування теплоносія з потрібними параметрами. Вони обладнуються підігрівниками, насосами, арматурою, контрольно-вимірювальними приладами. На таких пунктах інколи здійснюється очистка і перекачка конденсату.

ІТП споруджуються для підключення окремих споживачів теплоти з метою регулювання температурних параметрів теплоносія. Більша частина систем теплопостачання проектувалась та будувалась у 60 - 70-ті роки, їх обладнання фізично зношене та морально застаріле.

7.2. Склад технічної документації, яка повинна бути представлена для здійснення перевірки, включає:

• проектні матеріали теплової мережі (конструктивні креслення, пояснювальну записку, розрахунки теплової ізоляції трубопроводів, технічні рішення ЦТП та ІТП, заходи захисту від корозії);

• матеріали теплових випробувань системи теплопостачання;

• матеріали гідравлічних випробувань системи теплопостачання;

• ремонтну документацію;

• режимно-налагоджувальну документацію;

• звітну документацію.

7.3. Порядок перевірки включає:

• візуальне обстеження елементів теплової мережі (наземні теплопроводи), ЦТП, ІТП, систем діагностики;

• аналіз технічної документації теплової мережі з визначенням проектних показників ефективності теплової ізоляції трубопроводів;

• аналіз результатів теплових випробувань теплової мережі з визначенням фактичних показників теплової ізоляції трубопроводів та оцінкою ефективності використання енергії у тепловій мережі;

• проведення (у разі необхідності) приладних замірів і визначення шляхом розрахунків теплової ефективності елементів теплової мережі;

• розробку пропозицій, застосування яких дозволить зменшити витрату енергії в тепловій мережі;

• складання підсумкових документів перевірки.

7.4. Візуальне обстеження теплової мережі включає огляд стану:

• теплової ізоляції окремих ділянок трубопроводів відкритого прокладання з метою виявлення зруйнованої або пошкодженої;

• камер і дренажних пристроїв;

• укомплектованості теплових пунктів системами регулювання та обліку витрат теплоти;

• теплообмінного обладнання та пристроїв електрохімічного захисту теплових пунктів;

• будівель та приміщень, де розміщені теплові пункти.

Результати візуального обстеження відмічаються інспектором у підсумкових документах перевірки.

7.5. Аналіз технічної документації включає:

визначення проектних показників ефективності теплової ізоляції теплопроводів, а також передбачених документацією втрат теплоти в теплових пунктах і внаслідок профілактично-ремонтних заходів.

Головним проектним показником теплової ефективності теплової мережі є втрата теплоти (Вт/м) ізольованих трубопроводів при безканальному, канальному або повітряному їх прокладанні, а також термін експлуатації теплової ізоляції, передбачені проектом.

Виходячи з цих показників вираховують проектне значення ККД теплової ізоляції теплопроводів за формулою:

hпіз =

Qтр - Qіз
_
Qтр

· 100 %,

(3)

де Qтр - втрати теплоти неізольованого теплопроводу; Qіз - втрати теплоти ізольованого теплопроводу.

Втрати теплоти ізольованих теплопроводів Qіз при канальному, безканальному, повітряному прокладанні, а також при прокладанні у приміщеннях приймати згідно додатків 7.1 - 7.5.

Втрати теплоти неізольованих теплопроводів Qтр приймати відповідно у 12 разів меншими (див. 5.7 Приклад розрахунку)

Проектні значення ККД теплової ізоляції теплових мереж приймають

на рівні hпіз = 90 - 95 %.

Визначення втрат (перевитрат) тепла для неізольованих трубопроводів ведеться також по формулі:

Qтр = (q1 - q2) · n · L · 10-6, Гкал/р

(3а)

 

де q1 - питомий тепловий потік від одного погонного метра неізольованого трубопроводу за годину, ккал/м·годину (наведено в додатку 7.15);

q2 - питомий тепловий потік від одного погонного метра ізольованого трубопроводу за годину, ккал/м·годину (наведено в додатку 7.15);

n - кількість годин роботи за рік, год.;

L - довжина неізольованого трубопроводу, м.

7.6. Аналіз результатів теплових випробувань теплової мережі проводиться інспектором з метою визначення фактичних показників теплових втрат, які мають місце в тепловій мережі з подальшою їх оцінкою шляхом порівняння з проектними та нормативними втратами.

Необхідність теплових випробувань диктується: природним руйнуванням теплової ізоляції, необхідністю заміни її на окремих ділянках, змінами конструкцій. Випробування проводять звичайно в кінці опалювального періоду, коли вся конструкція теплопроводів і прилягаючий грунт прогріті достатньо рівномірно, що гарантує одержання стабільних результатів. Перед випробуванням необхідно: відновити зруйновану ізоляцію, висушити камери і канали, перевірити роботу дренажних пристроїв. Випробування проводять по всій довжині мережі або її окремих ділянок. Теплові пункти споживачів необхідно відключити, а циркуляцію води провести через перемички.

Фактичні теплові втрати (Вт/м) в тепловій мережі, виходячи з результатів теплових випробувань, визначають за формулами:

qп =

c · (G1 - 0,25Gn) · (t11 - t12)
___
3600 · l

, Вт/м (1,163-1 ккал/м);

(4)

q3 =

c · (G1 - 0,75Gn) · (t21 - t22)
___
3600 · l

, Вт/м (1,163-1 ккал/м);

(5)

де qп, q3 фактичні втрати теплоти у прямому і зворотному трубопроводах, Вт/м (кВт/м);

G1, Gn - усереднені витрати мережної води відповідно у прямому трубопроводі і живильної води, кг/год;

Коефіцієнти 0,25 та 0,75 - характеризують відносну кількість живильної води у прямому та зворотному трубопроводах.

t11, t12 - усереднені температури води на початку і в кінці подавального трубопроводу, °C;

t21, t22 - те ж саме зворотного трубопроводу, °C;

l - довжина ділянки, м;

c - питома теплоємність води, кДж/кг·°C.

Одержані з аналізу результатів випробувань значення фактичних питомих втрат теплоти в теплових мережах порівнюють з проектними показниками і нормативними значеннями цих показників, приведеними у додатках 7.1 - 7.5 і за результатами порівнянь оцінюють ефективність теплової мережі.

7.7. Приладні контрольні заміри експлуатаційних параметрів з подальшим визначенням шляхом розрахунків втрат теплової енергії виконуються інспектором у разі встановлення дефектів теплозахисту трубопроводів, а також інших дефектів, які спричиняють марнотратні витрати енергії в тепловій мережі.

Приклад. Експлуатується теплопровід відкритого прокладання
d1 / d2 = 219 / 207 мм. Температура теплоносія у теплопроводі tп = 150°C, швидкість J = 3 м/с. Теплова ізоляція теплопроводу має товщину di = 90 мм. Температура повітря біля теплопроводу tо = +5°C.

Інспекторським обстеженням встановлено, що на 10 п/м теплопроводу відсутня теплова ізоляція. Необхідно визначити кількість теплоти, яка втрачається цією ділянкою теплопроводу у порівнянні з ізольованою.

За допомогою термопари заміряють температуру на поверхні теплопроводу з ізоляцією. Припустимо, що вона дорівнює ti = 17°C.

Визначають, використовуючи розрахункові залежності (СниП ІІ-3-79**), повний термічний опір 1 п/м теплової ізоляції:

 

м2·°C/Вт,       (6)

де lі - коефіцієнт теплопровідності теплоізоляції.

Довідкове значення lі = 0,15 Вт/м °C;

aн = aк + aв - коефіціент теплообміну на зовнішній поверхні теплоізоляції;

aк - коефіцієнт теплообміну конвекцією; aв - коефіцієнт теплообміну випромінюванням.

Значення aн визначають за формулою:

 

18 Вт/м2*°C;  (7)

С = 5,2 Вт/м2·К4 - довідкове значення коефіцієнту випромінювання поверхні ізоляції.

При ускладненні визначення коефіцієнтів теплообміну розрахунок можливо виконати по формулі 3а.

Визначення питомих теплових втрат 1 п/м теплопроводу з ізоляцією:

 

Вт/м                                           (8)

10 п/м теплопроводу з ізоляцією втрачають кількість теплоти, яка дорівнює 213 х 10 = 2130 Вт.

Визначення теплових втрат 1 п/м теплопроводу без ізоляції:

Коефіцієнт теплообміну конвекцією зовнішньої поверхні теплопроводу без ізоляції дорівнює:

 

Вт/м2 °C.                         (9)

Коефіцієнт теплообміну випромінюванням 1 п/м теплопроводу без ізоляції:

 

= 8,35 Вт/м2 °C.  (10)

aк + aв = 15,8 + 8,35 = 24,15 Вт/м2 °C.

Термічний опір теплопроводу без ізоляції:

 

= 0,06 м2·°C/Вт                 (11)

Питомі теплові втрати 1 п/м теплопроводу без ізоляції:

 

= 2416 Вт/м

10 п/м теплопроводу без ізоляції втрачають 2416 х 10 = 24160 Вт.

Результати розрахунків свідчать, що теплові втрати неізольованого теплопроводу збільшуються в 11,34 » 12 разів у порівнянні з ізольованим теплопроводом.

При ускладненні визначення коефіцієнтів теплообміну розрахунок можливо виконати по формулі 3а.

7.8. Кількість підживлювальної води повинна точно відповідати величині витоку теплоносія і кількості води, яка відбирається у відкритих системах гарячого водопостачання.

Середня за рік нормативна величина витоку теплоносія з водяних теплових мереж повинна бути не більшою за 0,25 % середнього за рік об'єму води в тепловій мережі і приєднаних до неї системах теплоспоживання за годину незалежно від схеми їх приєднання (за винятком систем гарячого водопостачання, приєднаних через водопідігрівники).

Розрахункову витрату води (нормативну) в куб. м/год. для підживлення теплових мереж необхідно приймати:

• у закритих системах теплопостачання - рівною 0,75 % фактичного об'єму води в трубопроводах теплових мереж і приєднаних до них системах опалення і вентиляції будівель. При цьому для ділянок теплових мереж з довжиною, більшою за 5 км, розрахункову витрату води слід приймати рівною 0,5 % від об'єму води у цих трубопроводах;

• у відкритих системах теплопостачання - рівною розрахунковій середній витраті води на гаряче водопостачання з коефіцієнтом 1,2 плюс 0,75 % фактичного об'єму води в трубопроводах теплових мереж і приєднаних до них системах опалення, вентиляції і гарячого водопостачання. При цьому для ділянок теплових мереж з довжиною, більшою за 5 км, те ж саме як і для закритих систем.

Об'єм води в системах теплопостачання, у разі відсутності фактичних даних, допускається приймати рівними 65 м3 на 1 МВт розрахункового теплового потоку при закритій системі теплопостачання, 70 м3 на 1 МВт - при відкритій системі і 30 м3 на 1 МВт для окремих мереж гарячого водопостачання.

На підживлювальному трубопроводі повинен бути встановлений реєструючий самописний витратомір для вимірів і реєстрації підживлювальної води. На трубопроводі підживлення холодної води також повинен бути встановлений такий витратомір.

Нормативна витрата підживлювальної води визначається відповідним актом, який складає власник теплової мережі.

Втрату теплової енергії при наднормативних витоках води з теплової мережі в закритих системах теплопостачання визначають за формулою:

 

, ГДж,                                 (12)

де с - питома теплоємність води; с = 4,18 кДж/(кг · °C) = 1ккал/(кг·°C);

G'нд - кількість підживлювальної води за звітний період згідно показань приладів, які встановлені на підживлювальному трубопроводі джерела теплоти, за вирахуванням втрат води, яка передбачена нормами згідно з актами;

Примітка: При відсутності приладів обліку живильної води згідно довідки, наданої підприємством.

tп, tзв - фактичні температури, відповідно у подавальному та зворотному трубопроводах джерела теплоти, середні за звітний період, °C (згідно довідки підприємства).

tхв - середня за звітний період температура холодної води джерела водопостачання, °C (згідно довідки, наданої підприємством).

Втрату теплової енергії при наднормативних витратах води з теплової мережі відкритих систем теплопостачання визначають за формулою:

 

, ГДж,                   (13)

де G''НД = 2,5 • 10-6 · g · V · n - наднормативні витоки води з мережі і систем теплоспоживання; V - об'єм теплової мережі і приєднаних до неї місцевих систем; g - густина води при (tп + tзв) / 2, кг/м3; n - тривалість роботи за звітний період, год.

7.9. При перевірці стану енергозбереження енергоспоживаючого об'єкта зустрічаються випадки, коли необхідно визначити втрату теплоти бойлером, який працював певний час при непрацездатних терморегуляторах, тобто коли місцеве регулювання теплового режиму бойлера не проводилось.

Найпростіше це зробити шляхом аналізу показань приладів, коли маємо одноступеневий бойлер, оснащений витратомірами води і приладами для визначення їх температур. В цьому випадку, за даними попередніх замірів, коли працювали терморегулятори, визначають середню температуру гарячої води і води, яка нагрівається D tср, °C; з технічної документації на бойлер визначають величину коефіцієнта теплопередачі К, Вт/м2·°C від первинного теплоносія до води, яка нагрівається через стінку труби і проектну поверхню нагріву Fп, м2.

З використанням приведених вихідних даних визначають максимальну годинну витрату теплоти на нагрівання води при працюючих терморегуляторах за формулою:

Q1 = Fп · К (D tср) , Вт

(14)

За формулою:

Q2 = Fп·К (D t'ср), Вт,

(15)

визначають максимальну годинну витрату теплоти на нагрівання води при непрацездатних терморегуляторах.

D t'ср,° C - середня температура гарячої води і води, яка нагрівається при непрацездатних терморегуляторах.

Різниця між Q2 і Q1 буде складати величину годинної перевитрати теплоти у разі непрацездатності терморегуляторів на бойлерах:

Qпр = Q2 - Q1, Вт.

(16)

За годинними або добовими перевитратами теплоти визначають сумарні витрати теплоти за період, коли терморегулятори на бойлерах були непрацездатними.

У випадках, коли бойлер не оснащений приладами для замірів витрат і температури води і в разі відсутності технічної документації на бойлер, визначення перевитрат теплоти при непрацюючих терморегуляторах можна визначити приблизно таким чином: терморегулятори на бойлерах забезпечують економію приблизно 25 % теплоти, яка надходить на опалення та гаряче водопостачання. Якщо позначити годинну кількість теплоти на нагрівання води у бойлері при працюючих терморегуляторах через Q1, Вт (її визначають згідно актів на експлуатацію бойлера), тоді годинна кількість теплоти при непрацездатних терморегуляторах Q2 буде складати: Q2 = 1.25 Q1, Вт.

7.10. Розроблення пропозицій

Після виявлення перевитрат теплової енергії (п. п. 7.6, 7.9) інспектор має право накладати штрафні санкції згідно з чинним законодавством.

При виявленні резервів економії вони вносяться до акта перевірки.

До найбільш ефективних заходів, впровадження яких дозволить суттєво зменшити витрати енергії в теплових мережах, відносяться:

7.10.1. Застосування автоматизованих систем контролю теплопроводів і каналів

Системи контролю трубопровідних мереж і каналів дають змогу здійснювати централізований контроль за всією системою теплопостачання як окремих об'єктів, так і всього міста. При цьому можна щотижнево перевіряти якість теплоізоляції, а також одержувати інформацію виникнення неполадок і аварій в системі теплопостачання. Системи можуть бути використані для контролю ізоляції як при безканальному прокладанні теплопроводів, так і при їх прокладанні в каналах. У випадку застосування попередньоізольованих труб, в труби вводиться жила-датчик і трубопровідна мережа контролюється з автоматичною локалізацією неполадок по всій довжині, а не тільки у визначених пунктах. При канальному прокладанні жила-датчик прокладається по теплоізоляції. Фіксуючі прилади системи керуються за допомогою комп'ютера і виконують усі свої функції автоматично. Один фіксуючий пристрій може контролювати трубопроводи довжиною до 200 км.

Достатньо широко застосовуються також більш прості по конструкції імпульсні системи аварійної сигналізації, які дозволяють охопити до 98 % усіх неполадок, які виникають при експлуатації теплопроводів.

7.10.2. Застосування при модернізації та розширенні теплових мереж теплопроводів з високоефективною ізоляцією, в т. ч. попередньоізольованих

• Застосування сучасних пінополіуретанових матеріалів, конструктивних рішень безканального прокладання і технологій теплоізоляції трубопроводів (в заводських умовах) дає істотну економію теплової енергії при експлуатації теплових мереж.

• Впровадження у комунальній теплоенергетиці труб у поліуретановій ізоляції дозволить зменшити при транспортуванні до 18 млн. Гкал тепла, що становить близько 3 млн. т. у. п. При цьому нормативно-експлуатаційні витрати за період їх експлуатації зменшуються майже у 3 рази.

Примітка: Питомі втрати теплоти попередньоізольованих труб поліуретановою ізоляцією приведені у додатку 9.3.

Слід зазначити, що безканальне прокладання теплопроводів, які ізолюються традиційним способом, не дає можливості виконати діагностику трубопроводів та проводити їх технічне обслуговування. Крім того, цей вид прокладання вимагає кожного разу виконувати складні в умовах міст земляні роботи та проводити відновлення шляхового покриття. Більш доцільне, хоча і більш дороге, спільне прокладання інженерних комунікацій в прохідних каналах.

7.10.3. Застосування систем автоматизації ЦТП та ІТП

Сучасний автоматизований індивідуальний тепловий пункт для приєднання до теплових мереж систем опалення, вентиляції і гарячого водопостачання об'єктів різного призначення обладнується:

• високоточним сертифікованим теплолічильником для обліку кількості спожитої об'єктом теплоти на опалення, вентиляцію і гаряче водопостачання;

• автоматичним регулятором витрати теплоносія в системах опалення;

• циркуляційним насосом для змішування зворотного і прямого теплоносіїв в системі опалення;

• пластинчатим теплообмінником для нагріву води до 55° C для гарячого водопостачання;

• пристроєм електрохімічного захисту, який включається в електричну мережу постійного струму;

• запірною арматурою, фільтрами і зворотними клапанами;

• пультом управління для розміщення електронних блоків.

Застосування систем автоматичного регулювання та обліку теплоспоживання забезпечує економію за рахунок:

• ліквідації централізованого переопалення будівель в перехідний період опалювального сезону (річна потреба в теплоті знижується на 2 - 4 %);

• ліквідації переопалення приміщень при швидкості вітру, яка відрізняється від розрахункової (річна потреба в теплоті знижується на 7 - 9 %);

• ліквідації переопалення приміщень, фасади яких нагріваються сонцем (річна потреба в теплоті знижується на 4 - 6 %);

• зниження відпуску теплоти на опалення в нічні години та неробочий час (річна потреба в теплоті знижується на 2 - 4 %).

Всього зазначеним шляхом досягається економія теплоти і відповідно, палива, не менше 25 - 35 %.

7.10.4. Децентралізація систем теплопостачання

Автономні (децентралізовані) системи теплопостачання на природному газі можуть скласти конкуренцію теплопостачанню від районних котелень за умов їх техніко-економічного обґрунтування, а також тільки в разі застосування сучасних газових генераторів з ККД більше 90 %. Застосування малоефективних місцевих котлів вітчизняного виробництва, які працюють у складі систем опалення, що не регулюються, приводить до істотної перевитрати палива у порівнянні з будь-яким видом централізованого теплопостачання.

Правильно запроектовані системи децентралізованого теплопостачання з високоефективними газовими котлами (дахова котельня) і системою опалення, яка регулюється, забезпечують:

• зменшення втрат теплоти за рахунок повної відмови або значного скорочення протяжності енергозатратних зовнішніх теплових мереж;

• скорочення (до 15 %) втрат теплоти за рахунок більш повної відповідності між режимами виробництва тепла та його споживання;

• скорочення капітальних витрат у порівнянні з витратами, які необхідні для будівництва нових мереж та їх ремонту.

7.11. Формулювання підсумкових документів

За підсумками комплексної перевірки стану використання енергії у теплових мережах складається акт встановленої форми.

8. ЖИТЛОВІ ТА ГРОМАДСЬКІ БУДІВЛІ

Враховуючи значну довжину магістралей центрального опалення в Україні, важливо приділити значну увагу на підвищення ефективності центрального теплопостачання. Основними напрямками удосконалення використання центрального теплопостачання є:

- найвищий ступінь комбінованого виробництва енергії та тепла;

- гнучка паливна технологія, яка дозволяє використовувати як паливо: вугілля, нафту, газ, біомасу;

- підвищення теплоізоляції магістральних та розподільчих трубопроводів;

- низькотемпературні режими роботи при мінімальних тепловтратах і можливості інтегрування сонячного опалення та інших НПДЕ;

- енергозбереження всередині будівель;

- споживчі ціни, які враховують екологічні навантаження окремих видів палива;

- співучасть в управлінні енергетичними компаніями місцевих органів влади.

8.1. У комунальному господарстві на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання та кондиціонування повітря будівель витрачається понад 70 відсотків річного обсягу ПЕР. При цьому найбільше енергії витрачається на опалення. Житлові будинки - наймасштабніші споживачі тепла у житлово-комунальному господарстві. За даними Держбуду України на 01.06.2002 р. житловий фонд України усіх форм власності складав близько 10,4 млн. будинків, загальною площею понад 1008 млн. м2, з них житловий фонд державної власності - 209,3 млн. м2.

В 1990 р. існуючий фонд будівель споживав 74,4 млн. т умовного палива за рік, і до цієї кількості щорічно додається приблизно 1,5 млн. т, необхідних для теплопостачання заново побудованих будівель.

В 1993 р. наказом Мінбудархітектури України від 27.12.93 р. N 247 введені нові вимоги по теплозахисту будівель, якими встановлені значення термічних опорів зовнішніх огороджень, що перевищують колишні нормативи у 2 - 2,5 рази. Введення цих нормативів виключає подальше застосування в Україні одношарових стінових панелей і цегляних стін без утеплювачів.

Разом з тим втрата енергії у будинках, побудованих 20 - 30 років тому, дуже велика і потенціал енергозбереження, який може бути реалізованій при підвищенні теплоізоляції огороджуючих конструкцій і вдосконаленні опалювальних систем, дуже значний. Багато будинків, які були побудовані в той період, уже потребують капітального ремонту.

Якщо енергозберігаючі заходи проводяться одночасно з капітальним ремонтом будинків, порядок проведення якого визначається відповідно до Правил утримання жилих будинків та прибудинкових територій, затверджених наказом Держжитлокомунгоспу України від 17.05.2005 р. N 76, терміни окупності інвестицій в енергозбереження можуть бути значно скорочені. Теплові характеристики капітальних будівель старої забудови приведені у додатку 9.11.

Житлові будинки, побудовані 10 - 15 років тому, мають дещо більш високий рівень теплозахисту, але і цей рівень не може розглядатись як достатній з урахуванням сучасних вимог до теплоізоляції будівель.

В цілому по ЖКС фактичні втрати палива та електроенергії перевищують проектні на 25 відсотків, а по деяких регіонах вони становлять до 40 відсотків.

В питомих показниках загальна потреба житлових будинків в тепловій та електричній енергії в Україні та країнах східної Європи складає 250 - 400 кВт·год. на 1 кв. м загальної площі на рік, що значно перевищує аналогічні витрати у країнах західної Європи.

8.2. Склад технічної документації, яка повинна бути представлена для здійснення перевірки, включає:

• об'ємно-планувальне рішення будинку;

• конструктивні креслення будинку;

• проектні розробки систем опалення, вентиляції, гарячого водопостачання та кондиціонування повітря;

• пояснювальну записку з розрахунками теплозахисту будівлі та інженерного обладнання;

• ремонтну документацію з теплозахисту огороджень та інженерних систем;

• плани технічного обслуговування будинків;

• плани проведення весняних та осінніх оглядів житлового фонду;

• плани підготовки до роботи в осінньо-зимовий період.

8.3. Порядок проведення перевірки включає такі етапи:

• візуальне обстеження будинку та систем інженерного обладнання;

• аналіз технічної документації з визначенням основних проектних показників споживання енергії будівлею;

• розрахункове визначення (у разі відсутності технічної документації) основних проектних показників споживання енергії будівлею;

• проведення приладних замірів значення фактичних показників споживання енергії будівлею;

• розробка пропозицій по зменшенню витрат енергії будівлею;

• складання підсумкових документів перевірки.

8.4. Візуальне обстеження будівлі включає огляд стану:

• теплозахисту огороджуючих конструкцій;

• герметизації конструкцій;

• систем загальнобудинкового освітлення;

• систем опалення, вентиляції, гарячого водопостачання та кондиціонування повітря помешкань будівлі;

• електродвигунів ліфтового обладнання;

• підвищувальних насосів.

Результати візуального обстеження відмічаються інспектором при формулюванні підсумкових документів.

8.5. Аналіз технічної документації проводиться інспектором з метою визначення основних проектних показників споживання енергії будівлею. До таких показників відносяться:

• максимальні годинні витрати теплоти на опалення Qроп, вентиляцію Qв, гаряче водопостачання Qгв;

• річні витрати теплоти відповідно на опалення Qроп вентиляцію Qрв та гаряче водопостачання Qргв.

Визначають також проектні значення річних витрат газу та електроенергії будівлею і сумарні проектні витрати енергії в умовному паливі:

• теплова енергія, Гкал/рік;

• газ, м3/рік;

• електроенергія, кВт·год./рік

________

Всього в умовному паливі, кг у. п./рік

8.6. Визначення проектних показників споживання енергії розрахунковим методом (у разі відсутності технічної документації):

• Максимальна годинна витрата теплоти на опалення житлових та громадських будівель за укрупненими вимірювачами визначається за формулою:

Qоп = qо · а · К · V · (tвн - tзов), ккал/год. [Вт],

(17)

де qо - питома теплова характеристика будівлі для опалення в ккал/м3·год.°C. (додаток 7.12.)

а - коефіцієнт, що враховує витрати теплоти на інфільтрацію повітря, а = 1,05...1,1; К - коефіцієнт, який враховує температуру зовнішнього повітря. (додаток 7.12.)

V - об'єм будівлі за зовнішнім обміром, м3;

tвн- середня температура повітря у будівлі, °C;

tзов - розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування опалення, °C.

• Річна витрата теплоти на опалення за опалювальний період для житлових та громадських будівель визначається за формулою:

 

ккал/рік, [Гкал/рік],                 (18)

де Zоп - опалювальний період, діб;

tср. оп.зов - середня температура зовнішнього повітря за опалювальний період,°C

• Максимальна годинна витрата теплоти на вентиляцію громадських будівель визначається за формулою:

Qв = qв · V · (tвн - tвзов),

ккал/год. [Вт],                             (19)

де qв - питома теплова характеристика будівлі для вентиляції, ккал/м3·год.°C. (додаток 7.12.)

V - зовнішній об'єм будівлі, м3;

tвн - температура повітря у будівлі, °C; tвзов - розрахункова зовнішня температура для вентиляції, °C.

• Річна витрата теплоти на вентиляцію громадських будівель визначається за формулою:

Qрв = qв · V · nв · Zоп · 0,65,

ккал/рік [Гкал/рік],                      (20)

де nв - середнє число годин роботи систем вентиляції протягом доби.

• Максимальна годинна витрата теплоти на гаряче водопостачання для житлових будинків, обладнаних ваннами, визначається за формулою:

Qгв = 10000 · n · a,

Вт [ккал/год.],                               (21)

де n - число квартир в будинку; a - коефіцієнт одночасності теплоспоживання. Для кількості квартир у будинку 6 - a = 0,6; 10 - a = 0,49; 25 - a = 0,39; 50 - a = 0,34; 100 - a = 0,31; 150 - a = 0,29; 200 - a = 0,27; 300 - a = 0,26; 400 - a = 0,25; 1000 і більше - a = 0,24.

Річна витрата теплоти на гаряче водопостачання визначається за формулою:

 

ккал/рік, [Гкал/рік],             (22)

де Qср - середня годинна витрата теплоти, ккал/год.

 

(23)

m - розрахункова кількість споживачів; a - норма споживання гарячої води, л/добу; tг - нормативна температура гарячої води,°C; tх - температура холодної води,°C; Zоп - тривалість опалювального періоду в годинах; tхл - температура холодної води в літній період (+15°C); tхз - температура холодної води в зимовий період (+5°C); 0,8 - коефіцієнт, що враховує зниження годинної витрати теплоти в літній період; 8400 - кількість годин роботи системи гарячого водопостачання протягом року.

8.7. Теплові втрати будівлі залежать від стану теплозахисту та герметизації огороджуючих конструкцій. Точне аналітичне або експериментальне визначення теплових втрат при частковому порушенні теплозахисту і герметизації огороджуючих конструкцій можна провести розрахунками відповідно до ДБН В.2.6-31:2006 "Теплова ізоляція будівель", введений з 01.04.2007 р. наказом Мінбуду України від 09.09.2006 р. N 301, замість СНиП ІІ-3-79** "Строительная теплотехника", однак це дуже складна задача, вирішення якої потребує великої кількості вихідних даних. Приблизно таке визначення можна виконати шляхом аналізу тепловтрат через головні теплозахисні елементи будівлі.

Малоповерхові будівлі. Візьмемо, для прикладу, двоповерхову чотирьохкімнатну цегляну будівлю гуртожитку. Проектні тепловтрати будівлі складають 10000 Вт, в т. ч. через зовнішні стіни - 5100 Вт (51 %), подвійні вікна - 2200 Вт (22 %), долівку - 500 Вт (5 %), стелю - 1200 Вт (12 %), зовнішні двері - 1000 Вт (10 %). Якщо в результаті перевірки встановлено, що 25 % вікон розгерметизовано, то загальні втрати теплоти через вікна збільшуються приблизно на 25 % і складають в цілому 2825 Вт, тобто втрати за рахунок розгерметизації вікон складають 625 Вт. Таким же чином визначають теплові втрати при частковому (у відсотках) порушенні теплозахисту інших елементів будівлі.

Багатоповерхові будівлі. Нормативні тепловтрати багатоповерхової житлової будівлі визначають за проектними даними, або, якщо вони відсутні, за формулою (17). Усереднені значення нормативних тепловтрат через основні елементи огороджуючих конструкцій багатоповерхових житлових будівель приблизно такі: зовнішні стіни (50 %), подвійні вікна (40 %), перекриття верхнього поверху (5 %), перекриття підвалу (3 %), зовнішні двері (2 %). Теплові втрати при частковому порушенні теплозахисту елементів багатоповерхової будівлі визначають так, як у приведеному вище прикладі.

8.8. Визначення фактичних показників споживання енергії на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання визначають шляхом аналізу показників стаціонарних лічильників, якими обладнані теплові пункти будівлі, або контрольних лічильників, які встановлюють для замірів цих показників.

Результати показників лічильника після їх обробки і вирахування річних витрат енергії, заносяться до облікової картки фактичного використання енергії будівлею. Форма облікової картки приведена у додатку 9.13.

Оцінка ефективності використання енергії будівлею визначається шляхом порівняння фактичних показників енерговитрат будівлі з проектними показниками, а також з діючими нормативними показниками, приведеними у наказі Мінбудархітектури України від 27 грудня 1993 р., N 247. Якщо мають місце перевитрати енергії, інспектором вказуються причини такої перевитрати:

• розгерметизація огороджуючих конструкцій,

• порушення теплозахисту,

• розрегулювання систем опалення і таке інше.

8.9. Найбільш ефективні, перевірені практикою заходи, які можуть бути рекомендовані інспектором для підвищення ефективності використання енергії у житлових та громадських будівлях:

8.9.1. Покращання герметизації огороджуючих конструкцій будівлі

Інспектором, на основі вивчення стану герметизації усіх можливих джерел надходження до будівлі холодного повітря (притвори вікон і дверей, місця з'єднання стінових панелей, дефекти віконних і дверних блоків, місця проходів через будівельні конструкції трубопроводів інженерних систем і ін.), даються рекомендації з підвищення ступеня герметизації огороджуючих конструкцій до потрібного рівня.

8.9.2. Удосконалення систем загальнобудинкового освітлення

Витрата електроенергії в житлових квартирах контролюється за показниками квартирних лічильників. Однак в житловому будинку є світильники в місцях загального користування, таких, як посадочні площадки ліфтів, підвали, передквартирні холи, ліфтове навантаження, місця установки поштових скриньок, сходові марші і площадки, входи до будівлі, вестибюлі і ін. В сучасних будинках витрата електроенергії на це дорівнює 40 - 50 тисяч кіловат·год. в середньому на один будинок, протягом року.

До економії електроенергії, яка витрачається на загальнобудинкові потреби, можуть привести такі основні групи заходів:

• заходи з автоматизації управління освітленням. Автоматизацію можна здійснити за допомогою фоторелейних пристроїв.

• повне або часткове відключення освітлення в загальнобудинкових приміщеннях в нічні години.

• застосування більш економічних люмінесцентних ламп замість ламп розжарювання.

Інспектор повинен поставити вимогу, щоб житлово-експлуатаційні організації передбачали в планах роботи проведення таких заходів з конкретними термінами виконання.

8.9.3. Підвищення теплового захисту будівлі

В процесі експлуатації будівлі внаслідок протікання води, попадання вологи і з інших причин порушується якість теплоізоляції будівельних конструкцій і зростають втрати теплоти на опалення приміщень.

Способи підвищення теплозахисних якостей огороджень в житлових будинках без виселення мешканців включають:

• будівництво так званих вентилюємих фасадів, коли на зовнішні стіни на відстані 4 - 5 см від їх поверхні навішується додаткова листова теплоізоляція, яка підвищує, за рахунок створення повітряних прошарків, теплозахисні якості огороджень на 30 - 35 %;

• застосування методу нанесення "теплої штукатурки" (штукатурного розчину з додаванням пінополістирольної кулькової маси) або посилення існуючої теплоізоляції шляхом наклеювання пінополістирольних листів при руйнуванні теплоізоляції;

• застосування потрійного засклення замість подвійного, яке забезпечує істотне зменшення (на 35 - 40 %) тепловтрат через вікна і поліпшення мікроклімату в опалювальних приміщеннях. Потрійне засклення може бути виконано додатково на існуючих рамах. Кріплення третього скла в цій конструкції здійснюється за допомогою додаткової створки, виконаної з дерев'яних брусків. Герметизація щілини між рамою і додатковою створкою досягається за допомогою еластичної прокладки, яка наклеюється на бруски додаткової створки і ущільнюється гвинтовими стяжками;

• встановлення або монтаж прозорої пластмасової плівки, яка наклеюється з внутрішньої сторони на поверхню рами з утворенням між склом і плівкою повітряного прошарку. Наклейка прозорих плівок може проводитись тільки восени на період опалювального сезону і виконуватись разом з герметизацією вікон;

• застосування теплозахисного (селективного) скла замість звичайного. При заскленні спарених рам селективним склом теплопередача через них зменшується на 35 %.

• встановлення на зарадіаторних ділянках зовнішніх стін теплоізоляційних рефлекторів, у вигляді прошарку теплоізоляції, покритого променевідбиваючою плівкою. (Опалювальні прилади в приміщеннях, розміщують, як правило, біля зовнішніх стін. При цьому, за приладами і на 10 - 20 см вище їх на внутрішній поверхні зовнішньої стіни встановлюються підвищені температури. Через ці ділянки збільшуються тепловтрати до 5 % загальних тепловтрат приміщення);

будівництво тамбуру або, якщо він є, його додаткове утеплення та герметизація. Вхід до будинку при його несправному стані може створити істотні тепловтрати і навіть безпеку для замерзання опалювального обладнання на сходових клітинах. Для зменшення тепловтрат через входи їх треба утримувати в належному стані;

• герметизація притворів дверей пружними прокладками. Для поліпшення повітряного і теплового режимів багатоповерхових будівель істотне значення має герметичність дверей, що сполучують квартири зі сходами. Улаштування подвійних дверей також підвищує герметичність, при цьому в них також передбачається герметизація притворів;

додаткове утеплення перекриття горищ легким ефективним ізоляційним матеріалом, що значно підвищує опір теплопередачі таких конструктивів (В загальних тепловтратах малоповерхових, особливо одноповерхових, будівель, тепловтрати через перекриття горищ складають значну частку);

улаштування теплого горища. Шляхом улаштування теплого горища можливе повне усунення тепловтрат через перекриття верхнього поверху.

8.9.4. Застосування систем і пристроїв, які забезпечують зменшення витрат теплоти будівлею

Однією з найбільш істотних причин значних втрат тепла будівлями, які опалюються і підключені до системи централізованого теплопостачання, є їх перегрів в теплий період опалювального сезону, коли температура гарячої мережної води для гарячого водопостачання повинна бути 70°C, а для опалення значно нижча (до 30 - 40°C). Це викликає не тільки додаткові втрати тепла (2 - 4 % річної витрати на опалення), але і значне погіршення мікроклімату у приміщеннях.

Вказані недоліки можна усунути за допомогою:

автоматизації роботи систем, яка здійснюється в індивідуальних теплових пунктах;

автоматичних кранів-регуляторів, на підводках до опалювальних приладів.

Істотну економію витрат тепла може дати
скорочення їх необгрунтовано великого споживання на гаряче водопостачання в системах з централізованим теплопостачанням. Завищення споживання гарячої води в цих умовах закладено в нормативах СНиП, які встановлюють щоденні витрати на одного мешканця 100 - 110 л/добу (10 - 11 відер). Разом з тим, якщо для гарячого водопостачання використовують газові водонагрівники, то ці витрати не перевищують 60 л/добу.

Для зменшення витрат гарячої води застосовують
установлення квартирних вузлів обліку і регулювання.

Спорудження вузла обліку теплової енергії і теплоносія на тепловому пункті приводить до значної економії щорічних витрат споживачів на теплову енергію за рахунок виключення оплати за наднормативні теплові втрати в мережах. Окупність такого вузла обліку не повинна перевищувати терміну його роботи.

В деяких випадках доцільно вводити
двотарифну оплату спожитої гарячої води:

• по низькій ціні при її витраті в межах прогресивного нормативного споживання і по

• значно підвищеній ціні - при надлишковому споживанні.

Вдосконалення режиму експлуатації систем опалення може також дати економію тепла, причому без істотних одночасних витрат. Так, наприклад, перегріви приміщень в теплий період опалювального сезону можуть усуватись не тільки автоматизацією подачі тепла, але і періодичним відключенням систем опалення вручну. Конкретизація режиму такого періодичного відключення повинна проводитись в кожному конкретному випадку з урахуванням місцевих умов, включаючи і умови експлуатації.

У додатку 9.14 приведений перелік основних заходів та устаткування, застосування яких суттєво зменшує витрати теплової енергії на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання та кондиціонування повітря будівель.

Державний інспектор з енергозбереження при інспекторській перевірці об'єктів ЖКС повинен скласти Припис на усунення недоліків з вказанням термінів їх усунення у таких випадках:

8.10. Складання підсумкових документів перевірки.

За підсумками комплексної перевірки стану використання паливно-енергетичних ресурсів на об'єктах житлово-комунального підпорядкування складаються акт та припис встановленої форми.

 

Додаток 9.1

Нормативні втрати теплоти теплопроводами двотрубних водяних теплових мереж при підземному безканальному прокладанні, Вт/м

Умовний прохід трубопровода, мм

Трубопроводи водяних теплових мереж

подавальний

зворотний

подавальний

зворотний

Середньорічна температура теплоносія, °C

65

50

90

50

25

33

25

44

24

50

40

31

54

29

65

45

34

60

33

80

49

35

61

34

100

53

38

65

35

125

60

41

72

39

150

66

46

80

43

200

72

50

89

48

250

79

55

96

51

300

86

59

105

56

350

91

65

113

60

400

97

68

121

63

450

105

72

129

67

500

117

78

138

72

600

126

87

156

80

700

140

93

170

86

800

169

102

186

93

Примітки: 1. Проміжні значення норм густини теплового потоку необхідно визначити інтерполяцією.

Розрахункові середньорічні температури води в водяних теплових мережах 65, 90° C відповідають температурним графікам: 95 - 70, 150 - 70° C.

 

Додаток 9.2

Нормативні втрати теплоти теплопроводами двотрубних водяних теплових мереж у непрохідних каналах, Вт/м

Умовний прохід трубопровода, мм

Трубопровід

подавальний

зворотний

подавальний

зворотний

подавальний

зворотний

Середньорічна температура теплоносія, °C

65

50

90

50

110

50

25

16

11

23

10

28

9

30

17

12

24

11

30

10

40

18

13

26

12

32

11

50

20

14

28

13

35

12

65

23

16

34

15

40

13

80

25

17

36

16

44

14

100

28

19

41

17

48

15

125

31

21

42

18

50

16

150

32

22

44

19

55

17

200

39

27

54

22

68

21

250

45

30

64

25

77

23

300

50

33

70

28

84

25

350

55

37

75

30

94

26

400

58

38

82

33

101

28

450

67

43

93

36

107

29

500

68

44

98

38

117

32

600

79

50

109

41

132

34

700

89

55

126

43

151

37

800

100

60

140

45

163

40

900

106

66

151

54

186

43

1000

117

71

158

57

192

47

1200

144

79

185

64

229

52

1400

152

82

210

68

252

56

Примітки: 1. Розрахункові середньорічні температури води в водяних теплових мережах 65, 90, 110° C відповідають температурним графікам: 95 - 70, 150 - 70, 180 - 70° C.

2. Проміжні значення норм густини теплового потоку необхідно визначити інтерполяцією.

 

Додаток 9.3

Нормативні втрати теплоти попередньоізольованими трубами при підземному безканальному прокладанні, Вт/м

Dу
мм

Dз
мм

Dmp
мм

r
м2· °C/Вт

r0
м2· °C/Вт

q1
Вт/м

q2
Вт/м

25

32

90

4,90

0,06

17,24

8,97

32

38

110

5,02

0,06

16,81

8,75

40

45

110

4,25

0,06

19,84

10,29

50

57

125

3,77

0,06

22,36

11,57

65

76

140

2,95

0,06

28,48

14,63

80

89

160

2,85

0,06

29,49

15,13

100

108

200

2,99

0,07

28,16

14,60

125

133

225

2,56

0,07

32,71

16,70

150

159

250

2,22

0,07

37,70

19,13

200

219

315

1,79

0,07

46,57

23,33

250

273

400

1,85

0,07

45,14

22,61

300

325

450

1,58

0,07

52,61

26,05

350

377

500

1,37

0,06

60,39

29,52

400

426

560

1,32

0,08

62,74

30,49

500

530

710

1,22

0,09

67,59

32,24

600

630

800

1,13

0,09

72,44

34,00

700

720

900

1,06

0,10

76,80

35,25

800

820

1000

0,93

0,11

86,78

38,34

Позначення: Dу - умовний діаметр; Dз - зовнішній діаметр труби; Dmp - діаметр (зовнішній) теплоізоляції; r - термічний опір одного метра попередньоізольованої труби; r0 - умовний додатковий термічний опір, який враховує взаємний вплив сусідніх труб при двотрубному прокладанні; q1, q2 - питомі витрати 1 п. м. подавального і зворотного трубопроводів при двотрубному прокладанні.

 

Додаток 9.4

Нормативні значення втрат теплоти ізольованими трубопроводами при прокладанні їх у приміщеннях з температурою до 25° C, Вт/м

Зовнішній діаметр труб, мм

Норми втрат теплоти, Вт/м при температурі теплоносія, ° C

50

75

100

125

150

32

14

23

32

41

50

48

15

26

36

46

57

57

16

27

37

50

61

76

17

30

43

57

67

89

19

31

45

60

72

108

26

39

52

66

79

133

31

46

61

75

88

159

36

52

70

84

97

194

41

58

77

93

108

219

44

60

81

99

116

273

49

68

90

110

129

325

52

71

99

121

142

 

Додаток 9.5

Нормативні значення втрат теплоти трубопроводами при повітряному прокладанні теплової мережі, Вт/м

Зовнішній діаметр труб, мм

Норми втрат теплоти, Вт/м при температурі теплоносія, °C

50

100

200

108

30

53

101

133

35

59

113

159

38

66

123

219

47

81

148

273

53

92

164

325

62

102

181

377

69

114

199

426

76

123

219

476

81

134

229

529

88

144

250

630

102

164

281

720

114

181

309

820

127

200

342

920

138

223

373

1020

150

241

400

 

Додаток 9.6

Коефіцієнти теплопровідності термоізоляційних матеріалів

Матеріал

Густина,
кг/м3

Коефіцієнт теплопровідності,
lм, Вт/(м ·°C)

Допустима температура
t, °C

Азбест

500

0,106 + 0,00019t

350

Пінобетон

1200

0,32 при 30° C

500

Пінобетон

300

0,107 при 30° C

500

Скловолокно

120 - 200

0,04 + 0,0003t

450

Альфоль

3 - 10

0,052 + 0,00014t

350

Шлак гранульований

600 - 800

0,134 - 0,174

500

Фіброліт

400 - 200

0,122 - 0,09

250

Шлаковата марки 200

200

0,048 + 0,00014t

500

Вермикуліт

250

0,081 + 0,00023t

350

Піношамот

800

0,16 - 0,23t

400

Вироби із пінопласту та різопену

70

0,041 + 0,00023t

200

Пінополіуретанова пінка

< 80

0,035

-

При безканальному прокладанні теплових мереж теплопровідність основного шару теплоізоляційної конструкції визначається за формулою:

lкон = lм · К,

де lм - теплопровідність основного шару, згідно додатка 7.6;

К - коефіцієнт, який враховує збільшення теплопровідності від зволоження теплоізоляції (згідно додатка 7.7).

 

Додаток 9.7

Коефіцієнти зволоження теплоізоляції при безканальному прокладанні теплових мереж

Матеріал основного шару теплоізоляційної конструкції

Теплопровідність в конструкції
lм, Вт/(м · °C)

Коефіцієнти К для грунтів

маловологих

вологих

насичених водою

Армополімербетон

Бітумоперліт

Бітумокерамзит

Пінополіуретан

Фенольний поропласт

0,105 - 0,13

0,11 - 0,13

0,13

0,05

0,06

1,15

1,10

1,1

1,0

1,05

1,25

1,15

1,15

1,05

1,1

1,4

1,3

1,25

1,1

1,15

 

Додаток 9.8

Значення коефіцієнтів тепловіддачі ізольованих трубопроводів

aн = aк + aв, Вт/(м2 · °C)

В непрохідних каналах

В тунелях

При наземному прокладанні і швидкості вітру, м/с

5

10

15

8

11

20

30

35

Значення коефіцієнтів тепловіддачі неізольованих теплопроводів можна приймати приблизно на рівні: aн = 20...50 Вт/(м2 · °C).

 

Додаток 9.9

Інтегральна ступінь чорноти матеріалів

Матеріал

Температура, °C

Ступінь чорноти, e

Алюміній полірований

Те ж саме шорсткий

Залізо окислене

Сталь, окислена при 600° C

Мідь

Азбест

Цегла

Штукатурка

Масляна краска

Толь

Рідке скло

Емаль біла

225 - 575

26

100

200 - 600

200 - 600

24

20

50

100

21

100 - 185

19

0,039 - 0,057

0,055

0,736

0,80

0,57 - 0,87

0,96

0,93

0,91

0,95

0,910

0,947

0,897

Для визначення коефіцієнтів випромінювання матеріалів С у формулах типу 7 - 10 необхідно коефіцієнт випромінювання абсолютно чорного тіла Со = 5,7 Вт/(м2·К4) перемножити на значення інтегрального ступеня чорноти e. Для азбеста, наприклад, значення С складає: С = Со e = 5,7 · 0,96 = 5,47 Вт/(м2· К4).

 

Додаток 9.11

Питомі опалювальні характеристики q0 капітальних будівель, збудованих в 1930 - 1958 рр. і після 1958 р.

Об'єм будівлі по зовнішньому обміру, м3

q0, кДж/(м3·год·° C) для температури -30° C*

будівлі
1930 - 1958 р.р.

будівлі
після 1958 р.

500

2,44

-

800

2,23

-

1000

2,14

2,73

1500

1,97

2,43

2000

1,88

2,26

3000

1,81

2,10

4000

1,68

1,97

4500

1,64

1,93

5000

1,59

1,93

6000

1,55

1,81

8000

1,47

1,72

10000

1,38

1,67

12000

1,30

1,60

14000

1,26

1,55

20000 і більше

1,17

1,55


* Для інших температур вводиться коефіцієнт К, значення якого приведені у додатку 7.12.

 

Додаток 9.12

Теплові характеристики житлових та громадських будівель

Будівлі

Зовнішній об'єм будівлі
в тис. м3

Питомі теплові характеристики для опалення і вентиляції

опалення

вентиляція

qо,

    ккал
___________
м3 · год. · °C


 

qв,

     ккал
___________
м3 · год. · °C


 

Житлові та громадські будівлі (малоповерхові)

до 0,3

0,75

-

0,5

0,65

-

0,8

0,55

-

1,0

0,5

-

Житлові будівлі, готелі, гуртожитки

до 3

0,42

-

5

0,38

-

10

0,33

-

15

0,31

-

20

0,29

-

25

0,28

-

30

0,27

-

більше 30

0,26

-

Адміністративні будівлі

до 5

0,43

0,09

10

0,38

0,08

15

0,35

0,07

більше 15

0,32

0,18

Бані

до 5

0,28

1,0

10

0,25

0,95

більше 10

0,23

0,9

Гаражі

2

1,1

1,15

3

0,96

1,06

5

0,9

1,0

10

0,83

0,9

Значення коефіцієнтів К у формулі (17)

°C

0

-5

-10

-15

-20

-25

-35

-40

-45

-50

-55

К

2,05

1,67

1,45

1,29

1,17

1,08

0,95

0,9

0,85

0,82

0,8

 

Додаток 9.13

Облікова картка стану використання енергії у будівлях

1. Характеристика будинку



(рік введення в експлуатацію, конструкція, число поверхів, загальна площа, площа засклення, місцезнаходження, підпорядкування та інше)

2. Характеристика систем опалення, вентиляції та освітлення
___________
___________
___________

3. Вартість послуг, які сплачуються мешканцями

• Газ

• Теплова енергія

• Електроенергія

• Вугілля

4. Оснащення засобами обліку енергії
___________
___________
___________

5. Фактичне споживання енергії за рік

• Газ __________ м3/рік

• Теплова енергія _________ Гкал/рік

• Електроенергія _______ кВт·год./рік

• Вугілля ______ кг/рік

Всього в умовному паливі кг у. п./рік

 

Додаток 9.14

Засоби та устаткування для підвищення ефективності використання енергії у будівлях

Засоби та устаткування

Ефективність

• Збільшення термічного опору зовнішніх огороджень існуючих будівель на 10 - 20 %

Зменшення на 3 - 8 % витрат теплоти на опалення

• Створення теплих горищ

Те ж саме на 3 - 5 %

• Використання роздільних віконних рам замість спарених

Те ж саме на 2 - 3 %

• Використання вікон з 3-х та 4-х шаровим заскленням

Те ж саме до 46 %

• Використання вікон з теплозахисним склом

Те ж саме на 3 - 5 %

• Використання спеціальних зашторювальних пристроїв на світлотехнічній плівці

Зменшення на 15 кг у. п. на рік на 1 м2 засклення

• Використання змішувачів води з регуляторами температури

Зменшення до 3 % витрат теплоти на гаряче водопостачання

• Організація обліку гарячої води

Те ж саме на 5 - 6 %

• Утилізація теплоти стоків водопостачання

Те ж саме на 6 - 9 %

• Зменшення обміну повітря в нічний час та у вихідні дні в приміщеннях, що не використовуються

Зменшення на 8 - 10 % витрат теплоти на опалення будинків

• Автоматичне регулювання температури припливного повітря

Зменшення на 5 - 8 % витрат теплоти на вентиляцію

• Утилізація теплоти витяжного повітря

Зменшення на 5 - 10 % витрат теплоти на підігрів припливного повітря

• Застосування теплонасосних установок для теплопостачання (з техніко-економічним обгрунтуванням)

Зменшення до 70 % загальних витрат теплоти на теплопостачання

• Автоматизація та диспетчеризація абонентських уводів, центральних теплових пунктів

Зменшення до 15 % загальних витрат теплоти на опалення та вентиляцію

• Перехід в опалювальних системах від теплоносія пари до води

Зменшення на 20 - 30 % витрат теплоти на опалення

• Зменшення у вихідні та неробочі дні температури в приміщеннях до +10° C

Те ж саме на 10 - 15 %

• Установка терморегуляторів на приладах опалення

Те ж саме на 6 - 7 %

• Періодичне промивання систем опалення

Те ж саме на 2 - 3 %

• Налагодження роботи регулюючих та опалювальних приладів

Те ж саме на 2 - 5 %

 

Додаток 9.15

Втрати теплової енергії (при різних температурах теплоносія) поверхнями трубопроводів та плоскої стінки (при температурі навколишнього середовища рівній 25° C)

Температура теплоносія,
°C

Для труб при внутрішньому діаметрі, мм (ккал/м год.)

Для плоскої стінки ккал/м2 год.

75

100

150

200

250

300

350

400

100

225/35

295/45

415/50

575/90

640/113

770/137

865/160

990/182

960/65

125

320/40

450/53

640/76

800/101

960/126

1150/152

1345/176

1470/202

1440/73

150

415/45

590/60

830/84

1090/112

1280/140

1540/166

1790/192

1990/200

1920/80

175

545/54

770/71

1090/100

1410/134

1730/165

1990/197

2300/229

2620/281

2500/83

200

705/56

960/76

1345/108

1790/143

2180/178

2560/212

2940/245

3260/315

3140/95

225

960/60

1150/80

1730/80

2240/150

2720/181

3140/220

4030/250

4480/320

3840/102

250

1050/61

1440/80

2180/118

2750/145

3330/190

3840/228

4420/270

5000/325

4610/109

275

1215/64

1660/85

2500/121

3260/150

3900/199

4610/233

5250/276

6000/345

5500/124

300

1470/71

1980/93

2880/133

3840/174

4610/218

5500/262

6200/303

7050/378

6400/130

Примітка: Чисельник - втрати теплової енергії неізольованою поверхнею.

Знаменник - допустимі втрати теплової енергії ізольованою поверхнею.

Теплові втрати при інших значеннях температури навколишнього середовища визначаються множенням на коефіцієнт: .Теплові втрати для температури теплоносія від 100 до 50° C приблизно можна приймати з такими коефіцієнтами, як теплові втрати при температурі теплоносія від 150 до 100° C.

де tф - фактична температура навколишнього середовища;

tвн. - температура робочого тіла в трубі або в ємності.

 




 
 
Copyright © 2003-2018 document.UA. All rights reserved. При використанні матеріалів сайту наявність активного посилання на document.UA обов'язково. Законодавство-mirror:epicentre.com.ua
RSS канали