|
| |
|
Главная страница -> Переработка мусора
New page 1. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. СтроительствоП. А. Хаванов, доктор техн. наук, профессор, заведующий кафедрой теплотехники и котельных установок Московского государственного строительного университета (МГСУ), ведущий специалист компании «Селект» Рассматривая принцип централизации не по количественному признаку — единичной мощности, а по признаку группового объединения потребителей на базе центрального источника в рамках отдельного потребителя (возможно, группового), выделенного в отдельную единицу (квартиру, коттедж, многоэтажное здание), можно утверждать, что ни электроснабжение и газоснабжение, ни водоснабжение и канализация в относительно больших городах не могут развиваться как децентрализованные системы, что не исключает такую возможность в малых населенных пунктах (для малоэтажных зданий), безусловно, включая альтернативные источники энергообеспечения. Особое место определено для систем теплоснабжения — как централизованных по принципу выработки теплоты, так и децентрализованных, создание которых базируется на системах централизованной поставки энергоносителя (будь то газопроводная сеть, электрическая сеть или централизованная поставка жидкого, твердого топлива). Суть проблемы состоит в месте выработки и способе распределения теплоносителя нужных параметров в требуемых количествах. Особая роль и место системы теплоснабжения в общей инфраструктуре инженерного обеспечения жилого фонда формируется в северных регионах с длительным отопительным периодом и большими энергозатратами на цели отопления зданий. Концентрация нагрузок теплоснабжения на базе мощных источников теплоты с последующим распределением нагрузки по сети потребителей обеспечивает значительные преимущества социального и технико-экономического порядка. Централизация выработки тепловой энергии позволяет достичь: - максимальной эффективности выработки тепловой энергии мощными источниками теплоты, эксплуатируемыми специализированным профессиональным персоналом; - рационального использования централизации на базе крупных энергетических установок, работающих по наиболее эффективным термодинамическим циклам при совместной выработке электрической и тепловой энергии (ТЭЦ с приоритетом нагрузки электропотребления, высокоэффективных ТЭЦ с парогазовым циклом); - максимального социального эффекта, с полным освобождением населения от трудозатрат на обслуживание системы теплоснабжения (отопление, ГВС, вентиляция); - высокоэффективного, экологически удовлетворительного сжигания низкосортных топлив, отходов бытового и производственного происхождения, вторичных энергетических ресурсов промышленных предприятий; - наиболее эффективных систем очистки и рассеивания продуктов сгорания, подавления эмиссии или нейтрализации вредных выбросов и стоков, сооружение которых технически возможно и экономически целесообразно только на мощных централизованных источниках. Именно эти факторы стимулировали мощный прорыв отечественной энергетики в 1950—1960-е годы на передовые позиции в мире в области централизованного теплоснабжения как по разработке эффективного теплогенерирующего оборудования, так и по объемам строительства и внедрения в масштабе страны. Отечественный опыт создания мощных теплофикационных комплексов и систем централизованного теплоснабжения оказал определенное влияние на развитие систем централизованного теплоснабжения во многих зарубежных странах (особенно в последние десятилетия в Германии, Финляндии, Швеции, Дании и др). В Москве централизованно обеспечивается 96 % нагрузки отопления и горячего водоснабжения от 14 ТЭЦ, 67 РТС и 107 мелких котельных, и только 4 % потребляемой мощности обеспечивается децентрализованными источниками тепла. Однако развитие отрасли ставило все новые задачи и поднимало уровень требований к эффективности систем, их техническому уровню и эксплуатационным показателям. Этот этап развития и реконструкции в отечественной коммунальной энергетике не нашел надлежащего воплощения в силу множества причин, проявившихся в непростые годы последних десятилетий преобразования общества, что привело к тому, что техническое оснащение эксплуатируемых систем централизованного теплоснабжения и принципиальные научно-технические разработки, заложенные в эти системы, датируются 1960—1970 годами. Применение наиболее простых схем центрального качественного регулирования отпуска тепловой энергии, обусловленного утилитарной простотой систем управления и используемого оборудования, приводит к несоответствию режимов потребления и отпуска теплоты у потребителей. Значительную величину составляют потери теплоты у потребителей из-за несовершенства местных систем распределения и управления, наличия технологически обусловленных режимов «перетопа». Большая протяженность тепловых сетей, значительный износ оборудования и низкий уровень эксплуатации в совокупности с ранее отмеченными факторами приводят к снижению надежности функционирования как центральных источников тепла, так и распределительных сетей, что обуславливает высокий уровень аварийности в централизованных системах и чрезвычайно низкие эксплуатационные показатели. В настоящее время теплоснабжение около 80 % городского фонда России осуществляется от централизованных источников, и общая протяженность магистральных участков тепловых сетей диаметром 600—1400 мм составляет 13 000 км, а протяженность распределительных и внутриквартальных участков трубопроводов диаметром 50—500 мм достигает 125 000 км (в пересчете на двухтрубную систему). Эксплуатация тепловых сетей сопровождается тепловыми потерями от внешнего охлаждения в размере 12—20 % тепловой мощности (нормируемое значение 5 %) и с утечками теплоносителя от 5 до 20 % расхода в сети (при нормируемом значении потерь с утечками до 0,5 % от объема теплоносителя в системе теплоснабжения, с учетом объема местных систем). Эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6—10 %, а затраты на химводоподготовку 15—25 % от стоимости отпускаемой тепловой энергии. Значительное превышение нормативных потерь связано с высокой степенью износа оборудования централизованных систем теплоснабжения и особенно тепловых сетей — до 70 % и более. Поэтому именно тепловые сети являются самым ненадежным элементом системы централизованного теплоснабжения, на который приходится более 85 % отказов по системе в целом. Трубопроводы тепловых сетей прокладываются в подземных проходных и непроходных каналах — 84 %, бесканальная подземная прокладка — 6 % и надземная (на эстакадах) — 10 %. В среднем по стране свыше 12 % тепловых сетей периодически или постоянно затапливаются грунтовыми или поверхностными водами, в отдельных городах эта цифра может достигать 70 % теплотрасс. Неудовлетворительное состояние тепловой и гидравлической изоляции трубопроводов, износ и низкое качество монтажа и эксплуатации оборудования тепловых сетей отражается статистическими данными по аварийности. Так, 90 % аварийных отказов приходится на подающие трубопроводы и 10 % — на обратные, из них 65 % аварий происходит из-за наружной коррозии и 15 % — из-за дефектов монтажа (преимущественно разрывов сварных швов). На этом фоне все увереннее позиции децентрализованного теплоснабжения, к которому следует отнести как поквартирные системы отопления и горячего водоснабжения, так и домовые, включая многоэтажные здания с крышной или пристроенной автономной котельной. Использование децентрализации позволяет лучше адаптировать систему теплоснабжения к условиям потребления теплоты конкретного, обслуживаемого ею объекта, а отсутствие внешних распределительных сетей практически исключает непроизводственные потери теплоты при транспорте теплоносителя. Повышенный интерес к автономным источникам теплоты (и системам) в последние годы в значительной степени обусловлен финансовым состоянием и инвестиционно-кредитной политикой в стране, т. к. строительство централизованной системы теплоснабжения требует от инвестора значительных единовременных капитальных вложений в источник, тепловые сети и внутренние системы здания, причем с неопределенными сроком окупаемости или практически на безвозвратной основе. При децентрализации возможно достичь не только снижения капитальных вложений за счет отсутствия тепловых сетей, но и переложить расходы на стоимость жилья (т. е. на потребителя). Именно этот фактор в последнее время и обусловил повышенный интерес к децентрализованным системам теплоснабжения для объектов нового строительства жилья. Организация автономного теплоснабжения позволяет осуществить реконструкцию объектов в городских районах старой и плотной застройки при отсутствии свободных мощностей в централизованных системах. Децентрализация на современном уровне, базирующаяся на высокоэффективных теплогенераторах последних поколений (включая конденсационные котлы), с использованием энергосберегающих систем автоматического управления, позволяет в полной мере удовлетворить запросы самого требовательного потребителя. Перечисленные факторы в пользу децентрализации теплоснабжения привели к тому, что часто оно уже стало рассматриваться как безальтернативное техническое решение, лишенное недостатков. Поэтому необходимо подробно рассмотреть те проблемы, которые проявляются при более внимательном подходе к этому вопросу, проанализировать отдельные случаи применения децентрализованных систем, что позволит выбрать рациональное решение в комплексе. 1. Важным преимуществом децентрализованных систем теплоснабжения является возможность местного регулирования в системах квартирного отопления и горячего водоснабжения. Однако эксплуатация источника теплоты и всего комплекса вспомогательного оборудования квартирной системы теплоснабжения непрофессиональным персоналом (жильцами) не всегда дает возможность в полной мере использовать это преимущество. Также необходимо учитывать, что в любом случае требуется создание или привлечение ремонтно-эксплуатационной организации для обслуживания источников теплоснабжения. 2. Рациональной можно признать децентрализацию только на основе газообразного (природный газ) или легкого дистиллятного жидкого топлива (дизтоплива, топлива печного бытового). Использование для поквартирного теплоснабжения жидкого и твердого топлива в многоэтажной застройке по ряду очевидных причин — нереализуемая задача. В малоэтажной застройке, как показывают многие исследования, на низкосортном рядовом твердом топливе (а сейчас другого в стране практически нет) экономически целесообразно строить групповую котельную. Сжиженный газ (пропан-бутановые смеси) для северных районов с большим потреблением тепла на цели отопления, даже в комплексе с энергосберегающими мероприятиями, потребует строительства газохранилищ большой емкости (с обязательной установкой не менее двух подземных емкостей), что в комплексе вопросов с централизованной поставкой сжиженного газа существенно усложняет проблему. Электроэнергия не должна использоваться на цели отопления (независимо от себестоимости и тарифов) в силу эффективности ее выработки по первичной энергии для конечного потребителя (h ~30 %) за исключением систем временного, аварийного, локального отопления (местного) и в районах ее избытков (вблизи ГЭС), в ряде случаев использования альтернативных источников энергии (тепловые насосы). В этой же связи необходимо отмежеваться от безответственных заявлений в печати ряда разработчиков и производителей так называемых вихревых теплогенераторов, декларирующих тепловую эффективность устройств, работающих на вязкостной диссипации механической энергии (от электродвигателя), в 1,25 раза превосходящую установленную мощность электрооборудования. 3. Система поквартирного теплоснабжения не должна применяться в здании, разработанном для централизованного теплоснабжения (типовом). Основной и самой главной причиной является необходимость устройства системы дымоудаления, т. к. для многоэтажного здания, в соответствии с требованиями нормативной документации, на одном этаже (уровне) к стволу дымохода может подключаться только один газоход от одного теплогенератора. Поэтому, например, в секционных зданиях на каждую секцию здания нужно установить четыре дымовые трубы (или пакет из четырех труб), а это требует конкретных инженерных решений при проектировании здания (как для лифтовых шахт, мусоропроводов, систем вентиляции и др.), с отчуждением части строительных площадей. При сооружении крышных котельных вопросы дымоудаления в большинстве случаев решаются значительно проще. 4. Проблема дымоудаления в поквартирных системах теплоснабжения для застройки в северных регионах стоит наиболее остро, т. к. устройство наружных газоходов (приставных) практически возможно только в случае их изготовления из коррозионно-стойкого металла с теплоизоляцией, имеющее термическое сопротивление более 1,4 м2 • °С/Вт, исключающее конденсацию при периодической работе теплогенераторов в холодный период отопительного сезона. 5. Практически во всех случаях эксплуатации поквартирного теплогенератора в многоэтажном здании его работа будет периодической. Это обусловлено тем, что расчетная нагрузка отопления для квартиры средней площади (2-комнатная квартира в многоэтажном здании) составляет менее 5 кВт, в то время как нагрузка горячего водоснабжения (для обеспечения самой теплоемкой процедуры — наполнения ванны) должна быть около 24 кВт (в том числе и для квартир меньшей площади). Таким образом, специфика работы источника теплоты в поквартирной системе отопления (в большинстве случаев это двухконтурные термоблоки с закрытой топкой) требует подбор его мощности по пиковой нагрузке. Глубина регулирования мощности теплогенераторов большинства производителей составляет от 40 до 100 %, что обуславливает работу термоблока в режиме «включено-выключено» даже на минимальной мощности (около 10 кВт). Поэтому избежать образования конденсата в газоходах, не имеющих эффективной теплоизоляции, при низких температурах наружного воздуха в начале газохода (на нижних этажах) практически невозможно. Дымоход во всех случаях должен быть газоплотным и влагостойким, его необходимо теплоизолировать, оснащать устройствами сбора и отвода конденсата с системой его нейтрализации перед сливом. 6. Установленная мощность источников теплоты при поквартирном теплоснабжении в многоэтажном здании (как отмечалось в п. 5) рассчитывается по максимуму (пику) теплопотребления, т. е. по нагрузке горячего водоснабжения. Нетрудно видеть, что в этом случае для двухсотквартирного жилого здания установленная мощность теплогенераторов составит 4,8 мВт, что более чем в два раза превышает необходимую суммарную мощность теплоснабжения при подключении к центральным тепловым сетям или к автономной, например, крышной котельной. Установка емкостных водонагревателей в системе горячего водоснабжения квартиры (емкость 100—150 л) позволяет снизить установленную мощность поквартирных теплогенераторов, однако существенно усложняет квартирную систему теплоснабжения, значительно увеличивает ее стоимость и практически не применяется в многоэтажных зданиях. 7. Автономные источники теплоснабжения (в том числе и поквартирные) имеют рассредоточенный в жилом районе выброс продуктов сгорания при относительно низкой высоте дымовых труб, что оказывает существенное влияние на экологическую обстановку, загрязняя воздух непосредственно в селитебной зоне. 8. При поквартирном теплоснабжении в многоэтажном здании необходимо организационно-техническое решение вопроса отопления лестничных клеток и других мест общественного пользования. Уже имеющийся опыт создания современных комфортных условий проживания в коттеджах и малоэтажных зданиях на базе масштабного внедрения децентрализованных систем теплоснабжения, использующих высокотехнологичное оборудование, позволяет с уверенностью говорить об устойчивой тенденции отхода от печного отопления. Вместе с тем, опытное строительство многоэтажных зданий в ряде городов (Смоленск, Самара и др.) с поквартирными системами теплоснабжения на базе разрешаемых к применению в зданиях выше 5 этажей двухконтурных проточных газовых котлов с герметичными камерами сгорания с «закрытой» топкой (т. е. принудительным дымоудалением) является по сути дела весьма примитивной попыткой решить все проблемы, о которых говорилось ранее, в типовом здании, которое для создания такой системы теплоснабжения не разрабатывалось и не предназначается. Недостаточная нормативная база, отсутствие федерального нормативного документа, регламентирующего основные технические условия применения поквартирного теплоснабжения в многоэтажных зданиях на базе современного инженерного оборудования, снижают темпы и объемы внедрения новейших разработок в этой области. Существенно меньше проблем возникает при разработке децентрализованных систем теплоснабжения от автономных крышных, встроенных и пристроенных котельных отдельных объектов жилого, коммунально-бытового и промышленного назначения, в т. ч. и типовых сооружений. Достаточно четкая нормативная документация позволяет технически обосновать эффективное решение вопросов размещения оборудования, топливоснабжения, дымоудаления, электроснабжения и автоматизации автономного источника теплоты. Не встречает особых трудностей и разработка инженерных систем здания, включая типовые, по своей конструкции практически идентичные централизованным системам. В ряде случаев к децентрализованным источникам могут быть отнесены мини-ТЭЦ (когенераторные установки). В меньшей степени это применимо к установкам на базе паровых и газовых турбин, как правило, относительно более мощных, чем дизельные газопоршневые установки, опыт использования которых восходит к применению дизель-электрических генераторов — как передвижных, так и стационарных — в системах автономного электроснабжения объектов и малых населенных пунктов. В современных когенераторных газопоршневых установках теплота охлаждения блока цилиндров, теплота уходящих газов и охлаждения смазочного масла ДВС утилизируется для целей теплоснабжения, которые в общем балансе теплоты по первичному топливу могут составлять до 45—50 % установленной мощности при эффективности выработки электроэнергии 35—42 %. Капитальные вложения в оборудование систем теплоснабжения различного типа Тип основного оборудования, элемент системы теплоснабжения Капитальные вложения в оборудование, у.е./кВт Централизованные системы на базе: - Котельные и РТС мощностью до 100 МВт (без тепловых сетей и местных систем) - Мини-ТЭЦ (газотурбинные, паротурбинные) в расчете на суммарную мощность (электрическая + тепловая), без стоимости тепловых сетей и местных систем* - Тепловые сети, двухтрубные (с учетом стоимости ИТП) - Местные системы отопления и горячего водоснабжения (без стоимости систем дымоудаления)* 45–60 200/450 40–50 25/50 Когенераторные установки (газовый дизель) при единичной мощности агрегата до 1 200 кВт (без стоимости тепловых сетей, местных систем и систем дымоудаления) 350–480 Автономные котельные: крышные, пристроенные, встроенные и блочные (без стоимости местных систем отопления и горячего водоснабжения, системы дымоудаления и здания котельной)* Поквартирные системы многоэтажных зданий с учетом стоимости оборудования узлов учета расхода тепла и газа (без стоимости системы дымоудаления)* 35–45/60–70 30/65 В числителе: при использовании отечественного оборудования; в знаменателе: при использовании импортного оборудования. Преимущества газопоршневой мини-ТЭЦ заключается в возможности автономного электро- и теплоснабжения группы зданий или отдельного объекта при зависимости потребителя только от систем топливоснабжения и водоснабжения (при нагрузке ГВС). Основными особенностями использования когенераторной установки является приоритетность нагрузки электроснабжения, а при работе в системе теплоснабжения — связанность по величине электрических и тепловых нагрузок, максимумы и минимумы которых могут не совпадать как в сезонном, так и в суточном графиках потребления. Недоиспользование мощности мини-ТЭЦ в режимах несовпадения максимумов нагрузок значительно снижает эффективность установки в целом, поэтому необходимы технические решения, позволяющие нивелировать существенные нарушения в балансе электро- и теплопотребления, например, путем установки теплогенераторов (газовых котлов) для работы в «пиковых» режимах теплопотребления. Газопоршневые установки существенно усложняют источник энергии для системы теплоснабжения, приводят к росту стоимости основного и вспомогательного оборудования, увеличению амортизационных отчислений, эксплуатационных расходов и затрат на оплату труда высококвалифицированного обслуживающего персонала. Поэтому, несмотря на то что использование когенераторных установок позволяет добиться наибольшей автономности электро- и теплоснабжения, необходимо учитывать присущие им недостатки: - высокую стоимость оборудования, строительства и эксплуатации установок; - невысокий КПД по первичному энергоносителю (особенно в летнее время); - связанность электрической и тепловой мощности, что для северных районов страны обуславливает недостаток тепловой мощности (51—58 % в балансе отпускаемой установкой мощности), или при подборе установки по тепловой мощности относительный избыток электрической (42—49 % отпускаемой мощности), для сброса которой приходится использовать электронагреватели; - необходимость, в подавляющем большинстве случаев, монтировать трансформаторную подстанцию; - относительно высокий шум установки; - меньший эксплуатационный ресурс и межремонтный период по сравнению с котельным оборудованием. Перечисленные недостатки когенераторных установок существенно сужают область их применения, и, по-видимому, она соответствует области применения упоминавшихся ранее дизель-генераторов. Объемы капитальных затрат только на основное оборудование при разработке системы теплоснабжения на базе различных источников теплоты с использованием в качестве энергоносителя природного газа, полученные по укрупненным показателям и на основании проектных материалов, позволяют сформулировать некоторое представление о стоимости инженерной системы, разрабатываемой на современном оборудовании. Безусловно, решение по теплоснабжению должно приниматься застройщиком по результатам технико-экономического обоснования с учетом условий инвестирования строительства, климата и региональной специфики в вопросах градостроительства, топливоснабжения, социального уровня жизни населения. Разработка и внедрение децентрализованных систем теплоснабжения должны производиться на основании соблюдения технологических особенностей всех процессов, сопровождающих выработку тепловой энергии, с обязательным учетом их в конструкции здания, специально проектируемого для конкретных схем автономного теплоснабжения. Децентрализация, как техническое решение, имеет свои положительные стороны, но простая «аппликация» их на принципиально иную основу — типовое проектирование, являющееся базой для централизованного теплоснабжения, без учета специфики децентрализации, лишает застройщика рационального инженерного содержания и практических преимуществ, а стихийное внедрение автономных источников может нанести значительный ущерб сложившейся инфраструктуре городов. В этой связи нельзя согласиться с весьма неопределенным высказыванием ряда специалистов о том, что в городах доля автономных источников теплоснабжения должна составлять 10—15 % от потенциального рынка тепловой энергии, которое практически все города нивелирует к единому градостроительному уровню. Таким образом, автономное теплоснабжение не должно рассматриваться как безусловная альтернатива централизованному теплоснабжению или как отступление от завоеванных позиций. Технический уровень современного энергосберегающего оборудования по выработке, технологии транспорта и распределения теплоты позволяют создавать эффективные и рациональные инженерные системы, уровень централизации которых должен иметь соответствующее обоснование.
Первый заместитель Министра топлива и энергетики В.И. Отт 25 марта 1998 г. ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ ОРГАНИЗАЦИЙ Настоящие Правила устанавливают порядок проведения энергетических обследований организаций в целях оценки эффективности использования ими топливно-энергетических ресурсов и определения возмоностей сниения затрат на топливо- и энергообеспечение. Положение действует на территории Российской Федерации и обязательно для исполнения юридическими лицами, независимо от форм собственности. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ. В настоящих Првилах испольуются следующие термины и определения: энергосбережение - реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленны: на эффективное использование энергетических ресурсов; топлвно-энергетическй ресурс - носитель энергии, который используется в настоящее время или может быть использован в перспективе эффективное испозование энергетических ресурсов - достижение экономески оправданной эффективности использования энергетических ресурсов при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдении требований к охране окружающей природной среды; покаатель энергоэффективности - абсолютная или удельная величина потребления или потери энергетических ресурсов юбого назначеня, установленная государственными стандартами; вторичный энергетический ресурс - энергетический потенциал основного, промежуточного, побочного продукта и отходов производства, не испольуемый в основном процессе, но достаточный для использования в иных расход энергетических ресурсов - потери вызванные нарушением стандартов, норм, регламентов и бесхояйственностью потребител ТЭР - юридическое лицо (организация) независимо от форм собственности, использующее топливно-энергетические ресурсы для производства продукции и услуг, а ткже на собственные нужды; энергетическое обследование - обследование потребителей ТЭР с целью установления показателей эффективности использования ТЭР и выработки экономически обоснованных мер по их повышению; энергоаудитор - юридическое лицо(организация, кроме государственных надзорных: органов) энергетические обследования потребителей ТЭР и имеюще лицеию на проиодсто тих раот. 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ. 1.1. Энергетические обследования проводятся в соответствии с Федеральным Законом Об энергосбережении и постановлением Правительства Российской Федерации от 2 ноября 1995 г. № 1087 О неотложных мерах по энергосбережению . 1.2. Энергетические обследования проводятся в целях оценки эффективности использования организациями топливно-энергетических ресурсов (электрической и тепловой энергии, природного и попутного газов, твердого топлива, нефти и продуктов ее переработки), определения возможностей ее повышения и затрат на реализацию энергоэффективных решений. 1.3. Правила проведения энергетических обследований организаций ( далее Правила) распространяются на организации, являющиеся юридическими лицами, независимо от форм собственности, их филиалы, использующие топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) для производства продукции и услуг, на собственные нужды (далее - потребителей ТЭР), а также на организации, осуществляющие энергетические обследования. 1.4. Правила устанавливают порядок проведения энергетических обследований потребителей ТЭР во всех сферах экономики Российской Федерации, регламентирует последовательность подготовки, проведения и оформления результатов обследований. 2. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ. 2.1. Общее руководство и координацию работ по проведению энергетических обследований потребителей ТЭР в Российской Федерации осуществляет Главгосэнергонадзор России. 2.2. Организацию работ по энергетическому обследованию потребителей ТЭР на территории субъектов Российской Федерации осуществляют региональные(территориальные) органы Главгосэнергонадзора России. 2.3. Право на проведение энергетических обследований потребителей ТЭР предоставляется: - региональным ( территориальным ) органам Главгосэнергонадзора России; - организациям, осуществляющим энергетические обследования (далее - энергоаудиторам). Региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России проводят энергетические обследования по планам, утверждаемым Главгосэнергонадзором России, и согласованным с администрациями соответствующих субъектов Российской Федерации. 2.4. В своей деятельности Главгосэнергонадзор России и подчиненные ему региональные и территориальные органы руководствуются Конституцией Российской Федерации, законами Российской Федерации, указами и распоряжениями Президента Российской Федерации, постановлениями и распоряжениями Правительства Российской Федерации, иными нормативными правовыми актами органов государственной власти Российской Федерации, актами органов государственной власти субъектов Российской Федерации, приказами Министерства топлива и энергетики Российской Федерации, Положением о государственном энергетическом надзоре в Российской Федерации , правилами пользования электрической, тепловой энергией и газом, правилами учета электрической, тепловой энергии и газа, положениями о структурных подразделениях Главгосэнергонадзора России, другими нормативно-правовыми документами, регулирующими их деятельность. 2.5. Энергоаудитор должен отвечать следующим требованиям: обладать правами юридического лица; иметь необходимое инструментальное, приборное и методологическое оснащение; располагать квалифицированным и аттестованным персоналом; иметь опыт выполнения работ в соответствующей области деятельности; иметь лицензию Минтопэнерго России на право проведения энергетических обследований, выдаваемую в порядке, установленном Методическими указаниями по выдаче специальных разрешений (лицензий) в области энергетики (РД 34 38.128-95); иметь в региональном (территориальном) органе Главгосэнергонадзора России. 2.6. В своей деятельности энергоаудитор, руковоствуется нормативными правовыми актами органов государственной власти Российской Федерации и субъектов Российской Федерации, указанными в п. 2.4, а также собственным Уставом. 2.7. Энергоаудитор до начала отчетного периода (квартал, год) информирует региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России о предстоящих энергетических обследованиях. 3. ВИДЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ. 3.1. Обязательным энергетическим обследованиям подлежат организации, в которых суммарное потребление ТЭР или каждого из их видов составляет более 6 тыс. тонн условного топлива или более 1 тыс. тонн моторного топлива в год. Периодичность проведения обязательных энергетических обследований потребителей ТЭР - не реже одного раза в три года. 3.2. Энергетические обследования организаций, годовое потребление ТЭР которых составляет менее 6 тыс. тонн условного топлива или менее 1 тыс. тонн моторного топлива, проводятся по решению органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Порядок энергетических обследований указанных потребителей ТЭР разрабатывается организацией, определяемой органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации, согласовывается с региональным (территориальным) органом Главгосэнергонадзора России и утверждается органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации. 3.3. Существуют шесть видов энергетических обследований организации: предпусковое и предэксплуатационное первичное; периодическое (повторное); внеочередное; локальное; экспресс-обследование. 3.4. Перед пуском и вводом в эксплуатацию топливо- и энергопотребляющего оборудования, региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России проводят обследование смонтированного оборудования с целью проверки соответствия монтажа и наладки требованиям государственных стандартов и СНиПов по показателям энергоэффективности. По результатам обследования принимается решение о пуске или вводе в эксплуатацию топливо- и энергопотребляющего оборудования. 3.5. Первичное, периодическое (повторное), внеочередное, локальное и экспресс-обследование имеют право проводить органы Главгосэнергонадзора России и энергоаудиторы. 3.6. При первичном обследовании производится оценка эффективности использования ТЭР (проверяется эффективность работы оборудования, использующего ТЭР, состояние учета используемых ТЭР, отчетность по их использованию, анализ затрат на топливо- и энергообеспечение и т.д.). Эффективность использования ТЭР определяется только по результатам инструментального обследования. Оценка эффективности использования ТЭР производится за предшествующий обследованию период. Результаты обследования заносятся в энергетический паспорт потребителя ТЭР установленного образца. По результатам обследования выдается предписание (рекомендации) об устранении нарушений в использовании ТЭР и повышении эффективности их использования. 3.7. При периодическом (повторном) обследовании проверяется выполнение ранее выданных предписаний (рекомендаций), оценивается динамика потребления ТЭР и их удельных затрат на выпуск продукции (энергоемкость, стоимость ТЭР в общих материальных затратах производства). По результатам обследования вносятся изменения в энергетический паспорт потребителя ТЭР и выдается предписание (рекомендации) аналогичные указанным в п 3.6. Внеочередное обследование проводится по инициативе регионального (территориального) органа Главгосэнергонадзора России или администрации субъекта Федерации в случаях, если по ряду косвенных признаков (рост общего и удельного потребления ТЭР, себестоимости продукции и топливной составляющей в ней, выбросов в атмосферу и т.д.) у них возникли предположения о резком снижении эффективности использования ТЭР; если результаты обследования, проведенного энергоаудитором, вызывают сомнения в их достоверности, а также в случае обращения потребителя ТЭР в органы государственной власти за предоставлением льгот, связанных с использованием топливно-энергетических ресурсов. 3.9. Локальные и экспресс-обследования носят ограниченный по объему и времени проведения характер. При этом производится оценка эффективности использования либо одного из видов ТЭР (электрическая и - тепловая энергии; твердое, жидкое или газообразное топливо), вторичных энергоресурсов, либо по отдельной группе агрегатов (отдельным агрегатам) , либо по отдельным показателям эффективности. 4. МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ. 4.1. Региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России производят энергетические обследования организаций по методикам, утверждаемым Главгосэнергонадзором России. 4.2. Энергоаудиторы производят энергетические обследования либо по методикам, применяемым в органах Главгосэнергонадзора России, либо самостоятельно разрабатывают методики проведения энергетических обследований, согласовывая их с региональным (территориальным) органом Главгосэнергонадзора России. 4.3. Указанные методики должны разрабатываться на основе существующих методах оценки эффективности использования ТЭР в отраслях экономики. 4.4. Перед проведением энергетического обследования энергоаудитор составляет техническое задание (программу) на выполнение работ в соответствии с выбранной методикой и согласовывает ее с обследуемым потребителем ТЭР. 5. ТРЕБОВАНИЯ К ОБСЛЕДУЕМЫМ ПОТРЕБИТЕЛЯМ ТЭР. 5.1. Обследуемый потребитель ТЭР обязан оказывать содействие проведению обследования, а именно: обеспечить доступ персонала организации, проводящей обследование, к обследуемым объектам; предоставить собственный персонал для сопровождения и помощи в проведении обследования; устанавливать режимы работы оборудования, необходимые для проведения измерений, если это не противоречит требованиям технологии и безопасности. 5.2. При проведении энергетического обследования потребитель ТЭР обязан назначить лицо, ответственное за его проведение и представить: необходимую техническую и технологическую документацию (исполнительные схемы энергетических коммуникаций, данные о топливо- и энергоиспользующем оборудовании, приборах учета ТЭР, режимные карты и т.д.); данные о цеховом выпуске продукции и потреблении ТЭР; документы по хозяйственно-финансовой деятельности ( отраслевые и межотраслевые нормы и нормативы, тарифы, лимиты потребления, договора на поставку ТЭР, учет складских запасов топлива, данные потребления ТЭР на собственные нужды, по переданным транзитом ТЭР и отпущенным другим потребителям, их потерям и т.д.); статистическую отчетность организации о выпуске продукции и использовании ТЭР в натуральном и стоимостном выражении; при повторном и внеочередном обследованиях - энергетический паспорт . 6. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ. 6.1. Региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России и энергоаудиторы по завершении энергетических обследований оформляют следующую документацию: акт (отчет) о проведенном энергетическом обследовании установленной формы; инструментально подтвержденный топливно-энергетический баланс; энергетический паспорт; рекомендации (по согласованию о руководством обследованной организации - программу) по повышению эффективности использования ТЭР и снижению затратив топливо- и энергообеспечение. В дополнение к указанным документам региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России выдают предписание об устранении нарушений в использовании ТЭР. Примечание: косвенная оценка параметров эффективности использования топливно-энергетичесиих ресурсов не допускается. 6.2. В результатах энергетического обследования должна быть дана оценка эффективности использования ТЭР в организации, раскрыты причины выявленных нарушений в их использовании, выявлены имеющиеся резервы экономии, предложены технические и организационные энергосберегающие решения с указанием прогнозируемой экономии в физическом и денежном выражении, а также стоимости их реализации. Рекомендации по энергосбережению и рациональному использованию ТЭР не должны снижать экологические характеристики работающего оборудования и технологических процессов, уровень безопасности и комфортности работы персонала, качество и безопасность продукции. 6.3. Акты(отчеты) проведенных энергетических обследований подписываются уполномоченными представителями организации, проводившей энергетическое обследование, и потребителя ТЭР. После подписания актов (отчетов) в них запрещается вносить изменения и дополнения. При наличии разногласий по содержанию актов (отчетов), окончательное решение принимает уполномоченный представитель организации, проводившей энергетическое обследование. Уполномоченный представитель потребителя ТЭР, не согласный с указанным решением, вправе изложить свое собственное мнение, которое прилагается к акту (отчету). 6.4. Акт (отчет) доводится до сведения руководителя потребителя ТЭР, который им подписывается. В случае его отказа от подписи, в акте (отчете) энергетического обследования делается соответствующая запись. 6.5. Энергоаудитор передает полный отчет о проведенном энергетическом обследовании потребителю ТЭР, а в десятидневный срок после подписания акта (отчета) о проведенном обследовании передает энергопаспорт региональному (территориальному) органу Главгосэнергонадзора России. 6.7. Региональный (территориальный) орган Главгосэнергонадзора России: отчет о результатах проведенного обследования передает потребителю ТЭР; обобщает результаты проведенных энергетических обследований ( с учетом деятельности энергоаудиторов) по поднадзорной территории; обобщенные результаты, оформленные соответстующим образом, передает вышестоящей организации и администрации субъектов Федерации. 7. ФИНАНСИРОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ. 7.1. Финансирование энергетических обследований организаций производится за счет средств федерального, местного бюджетов и внебюджетных источников, а также за счет их собственных средств. 7.2. Энергетические обследования потребителей ТЭР, полностью финансируемых из федерального и местного бюджетов, производятся, как правило, региональными (территориальными) органами Главгосэнергонадзора России. 7.3. Энергетические обследования потребителей ТЭР, частично финансируемых из федерального и местного бюджетов, могут производить региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России или энергоаудиторы. В случае проведения энергетических обследований региональными (территориальными) органами Главгосэнергонадзора России, указанная работа выполняется ими за свой счет на величину, пропорциональную доли бюджетного финансирования потребителя ТЭР, а оставшаяся часть затрат оплачивается обследуемым потребителем. В случае выполнения энергетических обследований энергоаудиторами, потребитель ТЭР самостоятельно оплачивает выполненные ими работы. 7.4. Энергетические обследования потребителей ТЭР, не имеющих бюджетного финансирования, производятся за их счет. 7.5. По решению администрации субъектов Федерации для финансирования работ по. энергетическим обследованиям потребителей ТЭР могут привлекаться средства из других источников. 7.6. Финансирование внеочередных энергетических обследований потребителей ТЭР производятся за счет организаций, выступившими инициаторами этих обследований. 7.7. В случае подтверждения недостоверности результатов энергетических обследований, проведенных региональными (территориальными) органами Главгосэнергонадзора России или энергоаудиторами, они обязаны возместить потребителям ТЭР ранее понесенные ими затраты по проведению энегергетических обследований. 8. ПРАВА И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ. 8.1. В пределах срока, установленного П.3..1 настоящих Правил, потребители ТЭР вправе самостоятельно определять время проведения энергетического обследования, поставив в известность об этом региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России, а также самостоятельно выбирать исполнителя по его проведению. 8.2. В случае нарушения потребителем ТЭР установленного настоящими Правилами срока проведения энергетического обследования, региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России имеют право назначить новую дату и исполнителя по проведению энергетического обследования. 8.3. Потребители ТЭР, своевременно проводящие энергетические обследования, имеют право на льготное финансирование из бюджетных и внебюджетных источников мероприятий по энергосбережению в порядке, определяемом федеральным и региональными Законами Об энергосбережении , соответствующими постановлениями Правительства Российской Федерации и органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации. 8.4. Потребители ТЭР несут ответственность за несвоевременное проведение энергетических обследований в порядке, определяемом Кодексом Российской Федерации Об административных правонарушениях . 8.5. Региональные (территориальные) органы Главгосэнергонадзора России несут ответственность за качество проведенных ими энергетических обследований в порядке, определяемом положениями о них, а энергоаудиторы- в порядке, предусмотренном п.7.7 настоящих Правил. В случае неоднократного подтверждения низкого качества энергетических обследований, проведенных энергоаудиторами, они могут быть лишены лицензии на право проведения этих работ. 8.6. Спорные вопросы по решениям должностных лиц органов Главгосэнергонадзора России или организаций, осуществляющих энергоаудит, рассматриваются в порядке, установленном законодательством Российской Федерации. 8.7. Действия должностных лиц органов Главгосэнергонадзора России и энергоаудиторов могут быть обжалованы в административном и судебном порядке. МЕТОДИКА формирования лимитов потребления энергии организациями, финансируемыми из бюджета. 1. Подбираются статистические данные фактического потребления энергии за последние три года (поквартально или помесячно) по организации, которая будет лимитироваться. 2. Проводится анализ фактического энергопотребления за этот период по условиям постоянства факторов, влияющих на потреблении энергии, (площадь; численность персонала и др. факторы). 3. Если в течение анализируемого периода условия потребления энергии организацией постоянные и в регламентируемом периоде не будут меняться, то за базовые данные для формирования лимитов энергопотребления на лимитируемый период берется среднеарифметическое значение годового потребления энергии за последние три года: ЭБф= Э1+Э2+Э3 3 где ЭБф - базовая величина, полученная по фактическим данным; Э1; Э2; Э3 - фактическое потребление энергии по годам период. 4. Если в анализируемом периоде условия потребления энергии менялись или в лимитируемом периоде будут изменены, то находится зависимость энергопотребления от факторов, влияющих на потребление (в дальнейшем -факторный анализ). Для этих целей используются проектные; отраслевые ведомственные нормативы, статистический анализ. ЭБF = f(А,В,С), где ЭБF - базовая величина, полученная в результате анализа и учета факторов влияния измененных показателей. А, В, С - факторы, влияющие на энергопотребление. 5. На основании факторного анализа определяются объемы энергопотребления в лимитируемый период, которые принимаются в данных условиях за базовые, для формирования лимитов энергопотребления. 6. При отсутствии статистических данных о фактическом потреблении энергии организацией за последние три года или для вновь созданной организации определение базовых величин для формирования лимитов энергопотребления должно осуществляться по минимальным нормам проектирования удельного расхода энергии на единицу площади, объема или численности персонала. При этом, если имеются энергоемкие токоприемники, то расход по ним решается отдельно с учетом коэффициентов использования и одновременности. ЭБр=r min.· A+Эо где ЭБр - базовая величина, полученная расчетным путем; r min - минимальная норма проектирования удельного расхода энергии на единицу площади, объема или численность; А - величина площади, объема или численности; Эо - расход энергии по отдельным энергоемким установкам n Эо=Ко· Ки · S · Р · t· mi i=l где Ко - коэффициент одновременности; Ки - коэффициент использования; Р - мощность энергоемкого токоприемника в кВт ; t - время работы энергоемкого токоприемника в часах ; mi - число токоприемников одинаковой мощности ; n - число групп одинаковых токоприемников. 7. Если имеются статистические данные о фактическом потреблении только по одному или двум годам, то определение базовых величин для формирования лимитов энергопотребление ведется по этим данным с последующей проверкой по минимальным нормам проектирования расхода энергии согласно п. б настоящей методики. 8. В базовые данные не включается энергия, вырабатываемся собственными источниками, по которым выделяются лимиты на топливо (газ, мазут, уголь), а также энергия, потребляемая арендаторами. 9. После определения базовых величин для формирования лимитов проводится анализ рационального использования энергетических ресурсов в организации. Для этого используется материалы инспекторских проверок, энергоаудиторских обследований и также типовые решения в области рационального использования энергии для данной группы потребителей. 10. На основании планируемой ликвидации фактов нерационального использования энергии, предполагаемой экономии за счет выполняемых мероприятий, а также установленных заданий по рациональному расходованию энергетических ресурсов, формируется величина снижения расхода энергии (D Эр) по организации в лимитируемом периоде. 11. Лимит потребления энергии организации в натуральном выражении определяется как разность базовой величины и величины снижения расхода энергии в лимитируемом периоде. Л = ЭБ _ D Эр где Л - лимит в натуральном выражении; ЭБ - базовая величина потребления энергии, полученная любым методом; D Эр - величина снижения расхода энергии за счет ее рационального использования. 12. Лимит потребления энергии организации в денежном выражении определяется как произведение величины лимита потребления энергии в натуральном выражении на базовый тариф (с учетом НДС) на электрическую или тепловую энергию. Дл =Л· Тндс где: Дл - лимит потребления энергии в денежном выражении; Тндс - базовый тариф (с учетом НДС) на энергию. 13. За базовый тариф принимается средний тариф, установленный региональой комиссией для бюджетных организаций, к которым относится рассматриваемая организация, на IV квартал предыдущего года перед лимитируемым периодом. При отсутствии среднего тарифа на IV квартал в качестве базового может применяться средний тариф октября месяца этого же квартала и года. ТБ = Т1Y или ТБ = Т октября 14. Базовый тариф должен учитывать также НДС: для чего средний тариф умножается на коэффициент 1,2. Тндс = 1,2· ТБ где ТБ - тариф базовый без учета НДС Начальник Главгосэнергонадзора России Б.П.Варнавский Вывоз строительного мусора контейнерами и газелями: ознакомиться, быстро и качественно Форма. От водопотребления. Гейць в. Тепловой насос – энергетически э. Удк 66. Главная страница -> Переработка мусора  |
