АНАЛИЗ СОСТАВА ОБОРУДОВАНИЯ КИПиА, ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО И ТЕХНИЧЕСКОГО УЧЕТА

При проведении энергетического обследования  на котельной ЭУ-6 были проверены средства измерений, метрологического обеспечения и регулирования, относящиеся к средствам КИПиА котлоагрегатов, химводоподготовки, получения и отпуска ТЭР.

Контрольно-измерительные приборы и средства авторегулирования и сигнализации расположены на щитах управления котлоагрегатами – по месту или в диспетчерской на щитах контроля и учёта параметров котлоагрегатов и общекотельных измерений (см. таблицы 12.1 – 12.2 в приложении к разделу) с отступлением от требований имеющихся разрозненных проектных решений. Исполнительной документации согласно требований ГОСТ 21.101-97, СНиП 3.05.07-95, СНиП 3.01.04-87 – не представлено.

Котельная введена в эксплуатацию в 1968 г. и находилась в собственности МО СССР, с 1.01.1997 г. находится в составе Юго-Западного (Красносельского) филиала
ГУП «ТЭК СПб».

12.1. На балансе по основным средствам котельной ЭУ-6 на момент обследования  числится 140 основных средств КИПиА (см. табл.14.4 отчёта).

12.2. На момент окончания работ из имеющейся проектной документации были предъявлены: а)« Электротехническая часть» альбом  6.2 «КИПиАвтоматика котельной», альбом 6.3 «Светоограждение дымовой трубы» к готовящейся «Реконструкции котельной в/городка с расширением» (выполненной институтом 407 «Военпроекта» в 1984-85 г.г.), Соответствие проектной документации фактическому состоянию систем КИПиА составляет 30-40%. Такое состояние с обеспечением исполнительной документации и обеспеченность ею обслуживающего персонала создает опасные условия при выполнении работ в действующих системах КИПиА.

                        б) в процессе работы аудиторам были предъявлены несколько схем капитального ремонта котельной ЭУ-6, в т.ч. и «Схема функциональная на
котел ДЕ-25-14ГМ» №960-8/2/-АТЭ1 (выполненная в 1996г. АООТ ГП НИИ). В действительности данная схема  также не соответствует смонтированному оборудованию, т. к. единственный котлоагрегат ДЕ-25-14ГМ, в «новом зале», переведен в водогрейный режим.

12.3. По данным записей в основных средствах оборудование котельной введено в эксплуатацию в 1968г. в составе котельной с 5-ю котлами ДКВР-10/13. Однако «Акт рабочей комиссии о приемке в эксплуатацию…» в соответствии с требованиями СНиП 3.01.04-87 стр.34-39, со всеми приложениями, определяющими состав проектной документации и оборудования КИПиА не предъявлен.

12.4. Перечень проектной документации, по которой введены системы КИПиА в эксплуатацию, как приложение №9 к «Акту рабочей комиссии…» не предъявлен.

12.5. Перечень смонтированного оборудования КИПиА, как приложение №10 к «Акту рабочей комиссии…» отсутствует.

12.6. Перечни исполнительной документации на монтаж оборудования КИПиА и наладочной документации с уставками настроек устройств, приборов и средств автоматизации и значений параметров в соответствии с графиками и режимными картами, как приложение №11 к «Акту рабочей комиссии о приемке в эксплуатацию…» в объеме требований СНиП 3.05.07-85 не предъявлены.

12.7. Документация по приемке в эксплуатацию реконструкции котельной с котлами ДЕ-25-14 в соответствии со СНиП 3.01.04-87 не предъявлена.

12.8. Исполнительной «Функциональной схемы КИПиА котельной» утвержденной гл.инженером филиала для руководства оперативным персоналом котельной – нет.

12.9. Приказ о назначении ответственного за метрологическое обеспечение и эксплуатацию средств КИПиА по ЭУ-6 не предъявлен.

12.10. Данные о системах учета топливно-энергетических ресурсов были представлены (см. приложение к разделу 12) в виде спецификации расходомеров и приборов узлов учета ТЭР котельной ЭУ-6, без предъявления исполнительных схем (что позволило бы проверить погрешность систем учета).

Актов допуска в эксплуатацию узлов учета теплоэнергии в соответствии с требованиями СНиП 3.01.04-87; 3.05.01-85; 3.05.05-84 и др. с предоставлением: рабочей, эксплуатационной и производственной документации не предъявлено.

На узлы коммерческого учета теплоэнергии и теплоносителей отпускаемых потребителям по трем выходам были предъявлены расчеты расходомеров (диафрагм), схемы измерительных участков трубопроводов и акты измерения внутреннего диаметра в соответствии с ГОСТ 8.563.1-97, ГОСТ 8.563.2-97 и ПР.50.2.022-99, регламентирующие требования к расходомерам с сужающими устройствами.

12.11. График планово-предупредительных ремонтов и сдачи средств КИПиА в поверку составлен так, чтобы основное количество приборов проходило поверку в межотопительный сезон. График утвержден гл. инженером филиала.

12.12. Контрольно-измерительные приборы, средства авторегулирования и сигнализации расположены на щитах управления котлоагрегатами – по месту или в диспетчерской на щитах контроля и учета параметров котлоагрегатов и общекотельных измерений.

Как видно из табл.12.1 и 12.2, количество средств метрологического обеспечения, лишь на первый взгляд достаточно для ведения постоянного контроля производственных и технологических параметров, но адресного раздельного учёта по котлоагрегатам и преобразователям энергоносителей — нет. Отсутствует приборный учет расхода воды деаэрированной, химподготовленной и уходящей с постоянной продувкой котлоагрегата. Учет потребляемого топлива, как мгновенного его значения, так и в единицу времени, за смену, за сутки – как котлом, так и котельной в целом — отсутствует. Количество пара, расходуемое на мазутонасосное хозяйство, также учитывается косвенно. Поэтому с помощью существующих приборов невозможно с нормативной точностью 2 % определить расход ТЭР на собственные нужды котельной.

На котлоагергатах имеются приборы и возможно определить параметр «Съем пара с котлоагрегата» (см. табл.12.1 п.п. 2, 16, 30, 44, 52), но обработка (обсчет) диаграмм не ведется, интеграторы на самих расходомерах не включены. Схемы работающих систем КИПиА на котельной прилагаются (см. чертежи №№ 12.1 ÷ 12.4).

На основании заключений п.п. 12.1-12.12 состояние систем КИПиА котельной ЭУ-6 не соответствует требованиям действующих нормативов в энергетике и требуют срочной реконструкции.

12.13. При обследовании и сборе информации оперативным персоналом котельной контролируются и анализируется информация о соблюдении «Графика температур подающей сетевой воды от температуры окружающего воздуха».

Копия графика находится у сменного мастера на рабочем месте. При диспетчерской информационно-телефонной планерке или в течение смены при передаче изменений в прогнозе погоды сменный мастер аварийно-диспетчерской службы (АДС) сообщает температурную точку воздуха и температуру прямой сетевой воды. Сменный мастер ЭУ-6 производит соответствующую запись в рабочем журнале с указанием времени и фамилии передавшего указание, далее сам, либо поручает кому-то из числа персонала смены, изменить температуру прямой сетевой воды, что выполняется следующим образом. При помощи соответствующего регулятора, например, Р 25.1.1 №1102 1992г. (сетевые подогреватели СП 1-8) включенного постоянно, дистанционно управляют исполнительным механизмом, подавая сигнал «больше» — «меньше» изменяют давление пара в греющей магистрали и следят по прибору КСМ2 (см.табл.12.2 п.п.19) за выходом температуры на указанное значение. Существующая система не позволяет автоматически менять температуру теплоносителя в зависимости от наружной температуры воздуха. Реконструкция данной системы с момента приемки на баланс котельной от МО не производилась. Актов ввода новых систем в эксплуатацию нет.

12.14. Для улучшения работы системы АР «топливо-воздух» необходимо поставить регулятор подачи воздуха на регулирование от «Прибора оптимального горения и минимальными потерями тепла с уходящими газами», а не по жесткой, усредненной табличной величине соотношения «топливо-воздух», т.е. на котлоагрегат установить «прибор-оптимизатор»  с погрешностью избытка воздуха 0,5% разработки
НПО «Флейм», что само собой «ноу-хау» (ознакомиться с методом и качеством работы можно на ТЭЦ ЦКТИ в зале №№1 и 2 и на Пискаревской котельной Выборгского филиала ГУП «ТЭК СПб») и счетчик измерения объема воздуха Ду-200, Fмин.-80 – Fмакс.-4000 м3/ч. Достоверность такого определения будет иметь ошибку не более 3%, а не ±5%, как у «мазутомера-Маск». Список параметров рекомендуемых для комплектации регистрирующими средствами измерения на котельной ЭУ-6 представлен в таблице 12.3 (см. приложение к разделу 12).

12.15. Схем регулирования подпитки сетевой воды в обратный трубопровод имеется две, но работает чаще одна, т.к. трубопроводы путем перемычек и задвижек соединены в единую кольцевую систему, позволяющую при неблагоприятных условиях отсечь аварийный участок с минимальными потерями как для котельной, так и для потребителей. Расход подпиточной воды регистрируется одним из трех расходомеров, в зависимости от величины подпитки. Обе схемы работают от первичных приборов – МЭД. Вторичные приборы и регуляторы сведены в таблицу 12.2 №№ п/п 8, 9, 33. Исполнительный механизм в схеме сетевых подогревателей СП 1-8 МЭО-100/25-0,25 зав. №2445 1998 г. выпуска с двигателем на 380 В с улучшенной характеристикой, тип 2ДСТР-135-1,8-136-ДО6. Схема сетевых подогревателей СП 9-12 работает с МЭО-100/25-0,25 зав. № 02686 1986 г. Во время проведения балансных испытаний и сбора информации работала вторая схема с регулятором Р 25.11 в положении «автоматическое».

12.16. Метрологическое обеспечение котельной и приборный парк находятся в удовлетворительном рабочем состоянии. Приборы, которыми оснащена котельная, морально устарели, энергоемки, сняты с производства 17 – 20 лет назад. Потребление электроэнергии щитами КИПиА составляет 2,5 – 4 кВт.ч. Обновление парка приборов адресными программами не предусмотрено.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector