|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Приложение. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.2.3.1. При расчетах с промышленными и приравненными к ним потребителями, а также с железнодорожным и городским электрифицированным транспортом (электротягой), получающими электрическую энергию от энергосистем (блок - станций), в том числе и через сети перепродавцов и абонентов, применяются скидки и надбавки к тарифу на электрическую энергию за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей. 2.3.2. Скидки и надбавки не распространяются на расчеты за электрическую энергию, отпускаемую оптовым потребителям перепродавцам на производственные нужды сельскохозяйственным потребителям и непромышленным потребителям, независимо от их присоединенной мощности. 2.3.3. Оптовые потребители - перепродавцы, а также абоненты, снабжающие через свои сети электроэнергией промышленные и приравненные к ним предприятия, а также железнодорожный и городской электрифицированный транспорт (электротягу), не состоящие в договорных отношениях с энергосистемой, применяют к этим предприятиям скидки и надбавки в порядке, установленном настоящими Правилами для энергосистемы. 2.3.4. Для потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше при определении скидок и надбавок за основу принимается наибольшая реактивная мощность, передаваемая из сетей энергосистемы в течение получаса в период максимума активной нагрузки энергосистемы, и средняя реактивная мощность, передаваемая из сети или генерируемая в сеть энергосистемы за период ее наименьшей активной нагрузки, определяемые за квартал по показаниям приборов учета. Периоды наибольших и наименьших активных нагрузок энергосистемы (пиковые и ночная зоны) устанавливаются энергоснабжающей организацией и фиксируются в договоре на пользование электроэнергией. Примечание: Энергоснабжающая организация вправе задавать потребителю оптимальную реактивную нагрузку в часы утреннего или вечернего, или утреннего и вечернего максимума нагрузок энергосистемы. 2.3.5. Суммарная надбавка или скидка к тарифу на электрическую энергию для потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше состоит из двух слагаемых: а) надбавки за повышенное потребление реактивной мощности (Qф1) по сравнению с заданным энергоснабжающей организацией оптимальным значениям (Qэ1) в часы максимума активной нагрузки энергосистемы. Надбавка за повышенное потребление реактивной мощности по сравнению с заданным оптимальным значением определяется по формуле: Qф1 - Qэ1 h2 = 30 x ---------------- ,% Pф где Pф - фактическое значение наибольшей получасовой активной мощности потребителя в часы наибольших активных нагрузок энергосистемы за расчетный период. Если фактическая реактивная мощность Qф1 меньше заданной Qэ1, значение надбавки h2 принимается равным нулю; б) скидки или надбавки к тарифу за отклонение режима работы компенсирующих устройств от заданного, оцениваемое отклонением фактического потребления реактивной мощности (Qф2) от заданного энергоснабжающей организацией оптимального значения (Qэ2) в часы минимума активной нагрузки энергосистемы. Скидка или надбавка к тарифу за соблюдение заданного режима работы компенсирующих устройств определяется по формуле: (Qф2 - Qэ2) H2 = 20 x ---------------- -2, % Pф Положительное значение H2 означает надбавку, отрицательное скидку. Разность в скобках всегда принимается положительной, независимо от ее знака. 2.3.6. Скидка или надбавка за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей исчисляется с платы за 1 кВт заявленной мощности и с платы за 1 кВт.ч потребленной электрической энергии, учтенной расчетными счетчиками за квартал. При определении скидок или надбавок полученные величины округляются до десятых долей процента. 2.3.7. Для тяговых подстанций электрифицированного и городского транспорта значение Pф определяют по формуле: Wp Pф = 1,3 x ------- , 24Д где Wp - активная электроэнергия, зафиксированная электросчетчиком за Д суток расчетного периода. Для этих потребителей допускается определять скидки и надбавки, исходя из суммарных значений Pф, Qф1, Qф2, Qэ1, Qэ2 по всем точкам учета, указанным в договоре на пользование электроэнергией. 2.3.8. Значения Qэ1 и Qэ2 определяются энергоснабжающей организацией для каждого квартала по методике, утвержденной Министерством энергетики и электрификации СССР. Если электроустановки потребителя получают питание от разных источников, энергоснабжающая организация устанавливает оптимальную реактивную нагрузку потребителя отдельно по каждому источнику питания. 2.3.9. Контроль за фактической реактивной мощностью потребителя Qф1 должен проводиться по счетчикам или другим приборам учета, фиксирующим 30-минутный максимум реактивной нагрузки потребителя в часы максимума нагрузки энергосистемы. При наличии нескольких питающих линий за расчетную реактивную мощность принимается совмещенная получасовая реактивная мощность потребителя в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы. При отсутствии специального устройства, суммирующего реактивную нагрузку (сумматора), совмещенная реактивная мощность потребителя определяется как сумма реактивных нагрузок, зафиксированных указывающими элементами электросчетчиков по отдельным питающим линиям. 2.3.10. При отсутствии электросчетчиков или других приборов, фиксирующих фактическую реактивную нагрузку, участвующую в максимуме энергосистемы, контроль за фактической реактивной нагрузкой потребителя в часы максимума энергосистемы может осуществляться по показаниям обычных счетчиков реактивной мощности, включаемых контактными часами только в часы максимума энергосистемы. Значение Qф1 определяют по формуле: WQ1 Qф1 = km ---------, t1 x D где WQ1 - расход реактивной мощности, зафиксированный электросчетчиком за Д суток, кварч; t1 - число часов работы счетчика в сутках (за период максимума нагрузок энергосистемы); km - коэффициент приведения средней величины реактивной мощности за время t1 x D к 30-минутному максимуму, принимаемый равным: для предприятий с 7-дневной рабочей неделей - 1,2; с 6-дневной - 1,3; с 5-дневной - 1,4. Примечание: Для тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного и городского транспорта данный способ контроля является основным. При этом km принимают равным единице. 2.3.11. Контроль за фактической реактивной мощностью, потребляемой или выдаваемой потребителем в сеть энергосистемы в часы минимума нагрузки Qф2, осуществляется с помощью обычных счетчиков реактивной мощности (без стопора), включаемых контактными часами в часы наименьшей активной нагрузки энергосистемы. Значение Qф2 определяют по формуле: WQ2 Qф2 = -----------, t2 x D где WQ2 - расход реактивной мощности, зафиксированный электросчетчиком за Д суток, кварч; t2 - число часов работы счетчика в сутках (за период минимума нагрузок энергосистемы). 2.3.12. Для контроля за фактической реактивной мощностью потребителя в часы максимума и минимума активных нагрузок энергосистемы могут использоваться регистрирующие самопишущие приборы учета. 2.3.13. При отсутствии приборов, фиксирующих фактическую реактивную нагрузку, участвующую в максимуме энергосистемы, а также контактных часов, временно, до установки указанных приборов, контроль за фактическими значениями реактивной мощности абонента в часы максимума и минимума активных нагрузок энергосистемы должен осуществляться путем ежесуточных записей показаний обычных счетчиков реактивной мощности на начало и конец периодов наибольшей и наименьшей активных нагрузок энергосистемы. Расчетное значение Qф1 определяется по формуле пункта 2.3.10 при значениях km = 1,2 и Д = 1, то есть: WQi Qф1 = 1,2 -------- , где t1 WQi - расход реактивной мощности в часы максимума активных нагрузок энергосистемы за те сутки расчетного периода, в которые он был наибольшим, кварч. Значение Qф2 определяется в этом случае по формуле п. 2.3.11 (при Д = 1), исходя из расхода реактивной мощности в часы минимальных активных нагрузок энергосистемы в те сутки, за которые определено значение Qф1. Примечание: Для тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного и городского транспорта при отсутствии контактных часов к электросчетчикам реактивной мощности значения Qф1 и Qф2 определяются по формулам п. 2.3.10 (при km = 1) и п. 2.3.11, исходя из суммарного расхода реактивной мощности в периоды максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы, определенного по ежесуточным записям показаний обычных счетчиков реактивной мощности на начало и конец указанных периодов. 2.3.14. Энергоснабжающая организация может контролировать значения Qф1 и Qф2 в любые сутки расчетного периода. 2.3.15. При питании электроустановок потребителя от собственной электростанции и сетей энергоснабжающей организации контроль за фактической реактивной мощностью потребителя осуществляется по приборам учета, предназначенным для расчетов потребителя с энергоснабжающей организацией. 2.3.16. Способ и условия контроля реактивной мощности с указанием приборов, по которым он будет проводиться, должны быть оговорены в договоре на пользование электроэнергией. 2.3.17. Для потребителей с присоединенной мощностью до 750 кВА при определении скидок и надбавок к тарифу за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей за основу принимается отклонение мощности компенсирующего устройства потребителя от величины, заданной энергоснабжающей организацией, и несоблюдение установленного периода работы компенсирующего устройства. Величина мощности компенсирующего устройства и периоды его работы в течение суток фиксируются в договоре на пользование электрической энергией. 2.3.18. Скидка или надбавка к тарифу для потребителей с присоединенной мощностью до 750 кВА за отклонение мощности компенсирующего устройства от величины, заданной энергоснабжающей организацией, определяется по шкале в зависимости от коэффициента К, рассчитанного по формуле: Qк.ф. K = ---------- x 100, %, Qк.э. где Qк.ф. - фактическая мощность компенсирующего устройства потребителя; Qк.э. - мощность компенсирующего устройства, заданная энергоснабжающей организацией, определяемая по методике, утвержденной Министерством энергетики и электрификации СССР. Шкала скидок и надбавок к тарифу за компенсацию реактивной мощности для потребителей с присоединенной мощностью до 750 кВА (за отклонение мощности компенсирующего устройства): При значении коэффициента К, % Размер скидки (со знаком -) и надбавки (со знаком +), % 130 и более 50 от 110 до 130 10 от 90 до 110 -5 от 70 до 90 0 от 50 до 70 10 от 30 до 50 30 до 30 50 2.3.19. При несоблюдении потребителем электрической энергии с присоединенной мощностью до 750 кВА заданных энергоснабжающей организацией периодов работы компенсирующего устройства применяется надбавка к тарифу в размере 50% за квартал, в котором отмечено нарушение. При этом скидка или надбавка по приведенной в п. 2.3.18 шкале не применяется. 2.3.20. Если в сети потребителя компенсирующие устройства отсутствуют и расчет, проведенный в соответствии с утвержденной методикой, приводит к выводу о нецелесообразности их установки, то к такому потребителю скидки или надбавки к тарифу на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности не применяются. 2.3.21. Установка и демонтаж у потребителя компенсирующего оборудования (статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и др.) производятся только с разрешения энергоснабжающей организации. Скидки не предоставляются, если предприятие допустило самовольное включение или демонтаж компенсирующего оборудования, а также при несоблюдении требований пункта 1.5.12 д . В случае аварийного выхода из строя компенсирующих устройств или вывода их в ремонт на ограниченное время у потребителей с присоединенной мощностью менее 750 кВА последние должны сообщать об этом в энергоснабжающую организацию. Срок ввода устройств в действие устанавливается по договоренности. Выход компенсирующих устройств из строя или вывод их в ремонт без сообщения в энергоснабжающую организацию рассматривается как нарушение заданных периодов работы устройств. 2.3.22. Режим и график работы генераторов блок - станций, синхронных компенсаторов и других компенсирующих устройств, могущих отдавать реактивную мощность в сеть энергосистемы, устанавливается энергосистемой в зависимости от потребности в реактивной мощности на данном участке электросети. Отдача в сеть энергосистемы абонентом или блок - станцией излишней реактивной мощности производится с согласия энергоснабжающей организации. В этих случаях должны быть установлены счетчики реактивной мощности со стопорами для отдельного учета получаемой и отдаваемой в сеть энергосистемы реактивной мощности. Поступающая в сеть энергосистемы реактивная мощность оплачивается энергоснабжающей организацией по тарифу в размере 25% дополнительной ставки двухставочного тарифа. Оплата реактивной мощности производится только в том случае, если энергоснабжающая организация будет задавать график отдачи реактивной мощности в сеть. 2.3.23. Контроль за правильным применением скидок и надбавок к тарифу на электрическую энергию за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей осуществляется Главным управлением государственного энергетического надзора Министерства энергетики и электрификации СССР. 2.3.24. По разногласиям в части применения шкалы скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей решение выносится соответствующим региональным управлением Госэнергонадзора и Главгосэнергонадзором (пункт в редакции приказа Минэнерго СССР от 23 ноября 1989 года N 364).
к договору № _______ _______________ от _______________ г. __________________ Техническое задание на оказание услуг по договору № _______. 1. Основания для работы. 1.1. Федеральный закон «Об энергосбережении» от 03.04.1996 № 28-Ф3. 1.2. Постановление Правительства РФ «О дополнительных мерах по стимулированию энергосбережения в России» от 15.06.1998 № 588; 1.3. _____________________________________________________________________________________ 2. Цель работы. 2.1. Контроль за рациональным и эффективным использованием ТЭР (природного газа, электрической энергии, воды и тепловой энергии), правильностью ведения учета энергопотребления, а так же расчетов с субабонентами и поставщиками ТЭР; 2.2. Определение соответствия расходования и оплаты ТЭР установленным нормам, договорным обязательствам и фактическим показателям энергопотребления; 2.3. Разработка мероприятий по повышению энергоэффективности (программы повышения нергоэффективности), а так же комплекса мер по изменению структуры энергопотребления и взаимоотношений с субабонентами и поставщиками ТЭР. 3. Основные задачи работы. 3.1. Оценка фактического состояния использования ТЭР и сравнение показателей энергоиспользования с нормативными значениями по объектам, обследуемым в п. 4; 3.2. Составление топливно-энергетического баланса; 3.3. Выявление причин нерационального расходования ТЭР и определение резервов экономии топлива и энергии; 3.4. Определение требований к нормированию потребления ТЭР, организации совершенствования учета и контроля расхода энергоносителей; 3.5. Определение правильности расчетов с субабонентами и поставщиками ТЭР за потребленные энергоресурсы, а так же возможности сокращения издержек; 3.6. Разработка комплекса технических и организационных мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности; 3.7. Формирование комплекса мер по изменению структуры энергопотребления и взаимоотношений с субабонентами и поставщиками ТЭР; 3.8. Определение необходимости проведения дальнейших обследований для проработки задач, выявленных в рамках данной работы. 3.9. Составление энергетического паспорта. 4. Объекты энергетического аудита. Энергоаудиту подлежат: 4.1. Объекты 4.2. Оборудование основного технологического процесса: 4.2.1. _________ 4.3. Система электроснабжения: 4.3.1. Распределительные устройства закрытого типа (ЗРУ): Анализ системы учета эл. энергии; Проведение замеров параметров качества эл. энергии; Термографическое обследование монтажа и оборудования. 4.3.2. Комплектные трансформаторные подстанции (КТП): Анализ системы учета эл. энергии; Замер токов основных потребителей КТП; Термографическое обследование монтажа и оборудования. 4.3.3. Внутренняя распределительная сеть и оборудование 6-10кВ: Термографическое обследование кабельных линий и оборудования 6-10кВ; Расчет потерь эл. энергии в фидерах 6-10кВ основных потребителей и сравнение с нормативными значениями; Расчет потерь эл. энергии в оборудовании 6-10кВ основных потребителей. 4.3.4. Внутренняя распределительная сеть и оборудование 0,4кВ: Термографическое обследование кабельных линий и оборудования 0,4кВ; Расчет потерь эл. энергии в фидерах 0,4кВ основных потребителей и сравнение с нормативными значениями; Расчет потерь эл. энергии в оборудовании 0,4кВ основных потребителей; Термографическое обследование эл. двигателей: - Системы вентиляции; - Сетевых и подпиточных насосов системы теплоснабжения; - Насосов первого и второго подъема системы водоснабжения; - Шкафов управления и автоматики. 4.3.5. Внутренняя распределительная сеть и оборудование постоянного тока: Термографическое обследование кабельных линий и оборудования постоянного тока; Замер токов работающего оборудования. 4.4. Система водоснабжения: 4.4.1. Анализ существующего нормативно-расчетного водопотребления; 4.4.2. Анализ системы учета воды; 4.4.3. Обследование состояния водоводов, запорной арматуры, резервуаров; 4.4.4. Обследование состояния и режимов работы установок водоочистки и водоподготовки; 4.5. Система теплоснабжения: 4.5.1. Анализ существующего нормативно-расчетного теплопотребления и технологических нужд; 4.5.2. Анализ поддерживаемых температурных графиков; 4.5.3. Анализ существующей системы учета газа на нужды котельных; 4.5.4. Анализ существующей системы учета выработанной и использованной тепловой энергии; 4.5.5. Гидравлический расчет тепловых сетей; 4.5.6. Проведение замеров параметров работы котельной и тепловой сети; 4.5.7. Термографическое обследование котельных, включая: Котлы; Теплопроводы; Запорная арматура; 4.5.8. Обследование режимов работы и состояния калориферов; 4.5.9. Термографическое обследование изоляции теплопроводов промплощадки, а так же отопительных элементов цехов, вспомогательных и офисных помещений; 4.5.10. Обследование материалов и состояния запорной арматуры системы теплоснабжения; 4.5.11. Проведение замеров реального температурного графика во вспомогательных и офисных помещениях. 4.6. Здания, сооружения и оборудование промплощадки: 4.6.1. Термографическое обследование состояния тепловой изоляции стен, межпанельных швов, оконных и дверных проемов; 4.7. Автотракторная и специальная техника: 4.7.1. Анализ нормативных показателей расходования моторных топлив; 4.7.2. Анализ состояния учета моторных топлив; 4.7.3. Анализ эффективности расходования моторных топлив. 5. Финансово-экономический анализ. 5.1. Экспертиза договоров с энергоснабжающими организациями; 5.2. Анализ финансового баланса потребления ТЭР. 5.3. Тарифы на транспортировку и использование природного газа на собственные нужды; 5.4. Тарифы на использование прочих видов ТЭР. 6. Данные для проведения работы. 6.1. Опросные листы; 6.2. Паспорта основного технологического и вспомогательного оборудования, проектная и исполнительная документация на объекты; 6.3. Техническая и технологическая информация, полученная по результатам обследования в соответствии с п. 4.1 - 5; 6.4. Ежегодная отчетность по использованию энергоресурсов 6.4.1. Показатели работы: - Фактические показатели выработки продукции (выполненной работы); - Фактический расход топливного газа за базовый год; - Фактический расход газа на технологические нужды за базовый год; - Фактическое значение технологических потерь газа за базовый год; - Значение фактического потребления эл. энергии на собственные нужды по счетчикам на вводах ЗРУ; - Значение фактического потребления тепловой энергии на собственные нужды; - Значение фактического потребления воды на собственные нужды; - Фактическое потребление моторных топлив. 6.4.2. Показатели финансовых расчетов за потребление ТЭР в течении базового года; 6.5. Показания приборов учета, имеющихся на предприятии; 6.6. Результаты инструментального обследования, полученные по результатам работ в соответствии с п. 4.1 – 5; 6.7. Нормативно-методическая литература приложения 4 договора. 7. Основное содержание работы. 7.1. «Подготовительный этап» энергоаудита включает в себя: 7.2. Разработку опросных листов; 7.3. Рассылку опросных листов; 7.4. Получение заполненных опросных листов и систематизацию полученных данных. 7.5. Этап «Проведение энергоаудита» включает в себя: 7.6. Проведение документального обследования; 7.7. Проведение инструментального обследования технологических объектов в соответствии с п. 6; 7.8. Получение недостающей документации для проведения анализа эффективности использования ТЭР в соответствии с п. 6. 7.9. Этап «Оформление отчета об энергоаудите» включает в себя: 7.10. Разработку энергетического баланса по видам потребляемых энергоресурсов (электроэнергии, газу, моторным топливам, теплу, воде); 7.11. Определение фактических удельных норм энергопотребления по отдельным видам ТЭР и сравнение их с нормативными удельными значениями; 7.12. Оценку величины энергетических потерь с указанием причин их возникновения по обследуемым оборудованию и объектам; 4.7.4. Составление финансового баланса потребления ТЭР; 7.13. Анализ существующей системы учета ТЭР; 7.14. Разработку первичных рекомендаций по рациональному использованию энергоресурсов; 7.15. Разработку организационно-технических мероприятий по экономии ТЭР; 7.16. Оформление отчета об энергоаудите; 7.17. Разработку энергетического паспорта предприятия; 7.18. Разработку программу повышения энергоэффективности. Главный энергетик Директор Вывоз строительного мусора на полигон. Вывоз строительного мусора Химки, вывоз мусора. Энергосберегающие мероприятия (эсм): какие проекты вы выбираете?. Мой образ родового поместья. В модернизацию газотранспортной. Когенерация - технология энергос. Энергетическое обследование больничных комплексов. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
