Интернет - Доклад
В.А. Кожевников, МЭИ (ТУ)
Из опыта обследования систем теплоснабжения городов и районов нашей страны в последние годы наблюдается тенденция роста потребления электроэнергии на производство и передачу тепловой энергии и теплоносителя. Эта тенденция выражена в показателях роста удельных расходов электроэнергии и электрической мощности. Накопленный материал энергетических обследований позволяет констатировать факты и требует глубокого анализа этой ситуации, причём в каждом конкретном случае индивидуально.
Об электрохозяйстве систем теплоснабжения
Динамика роста удельных расходов электроэнергии в последние годы в
системах теплоснабжения составила от 5 до 8 % в год. Так на множестве объектов разных регионов замечено, что за три года, 2005-2007, этот прирост составил от 17 до 27 %. Конечно, рост удельного показателя небезграничен, однако, сам факт роста потребления электроэнергии в системах теплоснабжения уже настораживает. Эта тенденция сопровождается и ростом потребления электрической мощности, выраженной снижением коэффициента мощности у потребителя и в энергосистеме.
На фоне роста цен на топливо и повышения тарифов на электроэнергию в 2,5-3,0 раза, запланированных Правительством РФ в ближайшие 4 года, можно предположить, что доля затрат на оплату первичных ресурсов в структуре цен на тепло будет увеличиваться в нарастающей прогрессии. Это будет сказываться не только в тарифах на тепло, чей рост может достигнуть 3,5-4,0 раз, но и на его покупательную способность, а соответственно и на доходную часть структур централизованного теплоснабжения (потребитель вынужден отказываться от услуг системы ЦТС полностью или частично), что влечёт неблагоприятные последствия.
Причин сложившейся ситуации довольно много, но некоторые элементы имеют общие черты. В их числе:
– изменение или несоблюдение нормальных режимов эксплуатации самих объектов теплоснабжения (например, отсутствие планов подготовки объектов на неотопительный период и экономически обоснованных схем переключения тепловых сетей и источников),
– износ электроприёмников и электрических сетей, некачественное обслуживание,
– ошибочный выбор электроприёмников и неверная настройка автоматики,
– ошибки учёта потребления электроэнергии и её распределения, причём как в энергосистеме, так и у потребителя электроэнергии,
– отсутствие нормального учёта электрической мощности и утрата контроля заявки на электрическую мощность,
– изменение структуры потребления тепловой энергии, тепловых и гидравлических нагрузок сетей;
– нарушения в управлении электрохозяйством объектов (отсутствие сезонных электрических схем переключения, отключение компенсаторных установок, дисбаланс сборок, изменения и просчёты в конфигурации схем электроснабжения),
– изменение климатических условий.
В структурах теплоснабжения чаще бытует мнение о первостепенности задач теплоснабжения потребителей, что местами привело к игнорированию нарастающих проблем в электрохозяйстве объектов теплоснабжения и к роспуску квалифицированного электротехнического персонала. Этому способствует несовершенство нормативно-правовой базы целого комплекса проблем и застойное представления об электропотреблении объектов теплоснабжения.
Наиболее распространённые меры повышения эффективности использования электроэнергии, получившие широкое распространение в последние годы, это её экономия на замене освещения, установке устройств частотно-регулируемого привода и автоматизации технологических процессов. Следует отметить, что доля освещения в балансе потребления электроэнергии очень мала (до 5%), устройства ЧРП не всегда себя оправдывают, а автоматизация требует квалифицированного обслуживания. Поэтому, чаще приходится сталкиваться с ситуацией, когда персонал следит только за своевременным отключением освещения, ЧРП выходит из рабочего режима и персонал осуществляет переключения на прямое питание электродвигателей, в АСУТП не используется все возможности, АСКУЭ не введено в эксплуатацию или носит формальный вид, об управлении нагрузками и переключениями групп представление отсутствует.
Как ни парадоксально, но в системах теплоснабжения потенциал нерационального использования электрической мощности можно оценить в треть объёма всего её потребления, т.е. более 30 %, из которых на электродвигатели приходится 22 % (см. технико-экономический анализ ниже), на освещение - до 3 % и выше, в управлении электроснабжением - 7-10 %.
Объём потребления электроэнергии коммунальными системами теплоснабжения (кроме сетей запитанных от ТЭЦ АО-Энерго) по оценкам разных институтов в стране составляет от 61,5 до 70,0 млрд. кВтч в год на 01.07.2007г. и продолжает расти. К 2010 году он составит 84,0 млрд. кВтч. Если принять указанный потенциал, соответствующий трети объёма потребления в электроэнергии, то он оценивается в 23,3 млрд. кВтч., в 2008г. превысит 25,2 млрд. кВтч, а в 2010г. достигнет 28,0 млрд. кВтч. Для сравнения, страны с населением до 10 млн. человек имеют суммарное годовое потребление электроэнергии в балансе ВВП менее 25,0 млрд. кВтч. Конечно, Россия - страна северная, с холодным климатом, тем не менее, над такими цифрами стоит задуматься… Понятно, что далеко не весь потенциал может быть реализован на практике, но сократить его вдвое вполне реально выполнимая задача.
В тоже время, следует заметить, что снижение удельного потребления электроэнергии и мощности и нормализация электроснабжения сопровождаются снижением тепловых потерь, выраженных экономией топлива в котельных и на источниках генерации электроэнергии. Полезный эффект может дать комплекс организационных мероприятий по совершенствованию учёта потребления топлива, электроэнергии и отпуску тепла. Для контроля данных учёта энергоресурсов, нагрузок и мощностей в комплексе схемных решений, несомненно, способствуют системы АСКУЭ, но и не стоит упускать и возможности АСУТП.
ОАО «ВНИПИэнергопром» разрабатывает довольно широкий спектр мероприятий по снижению потребления электроэнергии. Отдельные методы, требуют согласованного взаимодействия структур теплоснабжения, электроснабжения и администрации городов, районов.
Так, модель компенсации реактивной мощности (КРМ) на напряжениях питания 0,4 кВ объектов теплоснабжения на примере «энергетической сетки», позволила оценить потребление реактивной составляющей электрической мощности в пределах 23,3-33,7 %, что соответствует уровням нормализации Сosφ в пограничных пределах от 0,945 до 1,0, сопоставимо с выводами других институтов и результатами, приведёнными ниже технико-экономического анализа. Безусловно, наибольший вклад в снижение коэффициента электрической мощности вносят неэкономичные насосы.
Реализация метода «энергетической сетки» для компенсации реактивной мощности в энергосистеме непосредственно увязана с тарифным планом района потребителя и подразумевает использование электрических вводов котельных и ЦТП в качестве масштабной сетки, покрывающей весь город или район, как правило, находящихся в управлении одной или ограниченного состава структур энергоснабжения. Но задачи компенсации реактивной мощности целесообразно рассматривать одновременно с задачами высвобождения электрической мощности.
Превалирующими способами высвобождения мощности являются замена насосов и электродвигателей на энергоэффективные, замена освещения на энергосберегающее и установка автоматических КРМ, что выполняется в завершающий момент, а сами эти мероприятия должны сопровождаться дополнительным комплексом мер и процедур. Так как современные объекты оборудуются приборами учета, частотными преобразователями и устройствами плавного пуска, технологическими контроллерами, диспетчерскими блоками, компьютеризированными АСУТП и АСКУЭ, автоматикой горения, современной осветительной аппаратурой, и пр., электронная база которых требует электропитания высокого качества, сбалансированной нагрузки фаз, выровненного напряжения и чистых гармоник, компенсаторы реактивной мощности целесообразно дооснащать электрическими фильтрами.
В качестве примера на рисунке 1 приведён график Сosφ, показания сняты на трансформаторе тепловой станции на стороне 10 кВ. Режим компенсации реактивной мощности не включён, но были выполнены технические мероприятия и переключения для устранения дисбаланса в сети станции, до которых показания Сosφ находились в жёлтой зоне, в диапазоне 0,76÷0,86.
Другой момент, достойный серьёзного внимания: трансформаторные подстанции объектов теплоснабжения на 6 и 10 кВ, как правило, имеют завышенную установленную мощность, о чём часто свидетельствуют и их коэффициенты загрузки - 5-20 %, мощности которых способны принять на себя нагрузки и быть использованы с большей пользой для нужд городов и поселений. Но вот догрузка трансформаторов за счёт субабонентов запрещена, что делает эти объекты бременем эксплуатации. Такая ситуация сложилась в системах теплоснабжения всей страны и может быть «развязана» разными способами от замены трансформаторов на современные с меньшей установленной мощностью и схем перераспределения мощности, до принятия нормативно-правовых актов, позволяющих содержать субабонентов и регламентирующих формы расчётов и учёта потребления электроэнергии и мощности.
Взглянем на проблему роста удельных расходов электроэнергии и потребления электрической мощности систем централизованного теплоснабжения с другой стороны. Отслеживая тенденции последнего десятилетия, можно сказать, что к этому результату привела чрезмерная централизация систем теплоснабжения и частый отказ от принципов развития децентрализованных систем, а точнее, неверная их трактовка и определение принципов развития, сочетания и взаимодействия обеих систем. Одновременно этот этап сопровождался передачей абонентов теплопотребления с сетей, запитанных от ТЭЦ АО-Энерго, сетям структур централизованного теплоснабжения коммунальной энергетики, к которым присоединялись ещё и источники промышленных предприятий. Перераспределение финансовых потоков и реформы электроэнергетики повлекли к перераспределению нагрузок и мощностей, что в большинстве случаев создало серьёзные проблемы:
режимы работы источников промышленного теплоснабжения не соответствует режимам теплопотребления коммунальной энергетики, и как следствие, это привело к нарушениям температурных графиков, перетопам или недотопам, дисбалансу сетей гидравлическому и тепловому;
тепло, выработанное на ТЭЦ не находит своего потребителя, и как следствие, подлежит сбросу, дисбаланс в выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ привёл к перерасходам топлива и увеличению удельных расходов на выработку электроэнергии, к снижению КПД и качественных показателей ресурсов выработки, к росту тарифов как на электроэнергию, так и на тепло ТЭЦ;
рост объёмов потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения потребовал строительства новых котельных и увеличения производительности существующих мощностей, и как следствие, это привело к росту потребления топлива и электроэнергии на выработку тепла;
отказ от децентрализации систем теплоснабжения, даже частичный, привёл к укрупнению тепловых сетей и росту потерь тепла и теплоносителя в них;
изменение схем тепловых сетей (как правило, сети коммунальных предприятий не связаны с сетями ТЭЦ АО-Энерго) и присоединение новых тепловых источников повлекло перераспределение нагрузок и укрупнение сетей, что потребовало повышение насосной мощности на циркуляцию теплоносителя, а значит увеличение потребления электроэнергии на производство и передачу тепла.
Приведённая диаграмма изменения состава котельных в стране наглядно отражает описанную ситуацию. Если учесть, что коммунальными котельными вырабатывается 1,3 млрд. Гкал тепла в год, а ТЭЦ - 1,5 млрд. Гкал, то следует и учесть, что сбросу тепла с ТЭЦ подлежит до 40 % (в отдельных случаях, до 60 %) от выработанного объёма, что составляет 0,5-0,6 млрд. Гкал, или 38,5-46,2 % тепла, вырабатываемого коммунальными котельными. Полагаем, что в стране, имеющей стабильный рост потребления электроэнергии и электрической мощности, будут расти тепловые потери и сбросы тепла, которые не нашли себе применения ….
Помимо этого, усилилась дисгармония в производственных показателях систем теплоснабжения отопительного и неотопительного периодов, что выражается в высокой разнице тех же удельных показателей потребления топлива и электроэнергии. Летом тепловая мощность задействованных котлоагрегатов иногда в 30 раз и более превышает расчётную мощность, достаточную для обеспечения тепловой нагрузки, т.е. котёл работает в недопустимом режиме, что свидетельствует о его завышенной установленной мощности либо об отсутствии в схеме котельной котлов для обеспечения летних режимов теплопотребления. Причём, автоматизированные горелки с широким диапазоном регулирования далеко не всегда способны обеспечить надлежащий режим теплопроизводительности. Это влечёт к тепловым потерям на источнике, выраженным в завышенных расходах на собственные нужды или низкими КПД агрегатов, и в тепловых сетях. При этом, на выработку и транспорт тепла в летний период задействовано электрической мощности гораздо больше, чем в зимний, в удельном весе: удельные расходы электроэнергии увеличиваются в 3-6 раз, в большей степени потребляемые на циркуляцию теплоносителя и его охлаждение. Существующие системы учёта ресурсов и отчётности на предприятиях теплоснабжения позволяют отразить вполне приемлемые показатели удельных расходов топлива на выработку и отпуск тепла потребителям, но упускают из виду анализ электрической составляющей.
К таким выводам привёл анализ удельных расходов электроэнергии и потребляемой электрической мощности систем теплоснабжения, рост которых свидетельствует о серьёзном снижении энергетической эффективности систем централизованного теплоснабжения. Отсутствие реальной картинки о системах энергоснабжения, несоответствие и недостаток информации о соответствии имеющихся мощностей фактическим нагрузкам, под час, не позволяет оптимизировать эти же системы на местах, а администрациям городов и районов и руководителям разного уровня принять верные решения и благоприятные планы развития как систем теплоснабжения, так и систем электроснабжения.
Стоимость ТЭР перекладывается на стоимость услуг и продукции потребления и отражается на их качестве. Само производство продукции в нашей стране довольно энергоёмко, и по ряду отраслей в несколько раз превышает энергоёмкость аналогичной продукции других стран, что снижает её инвестиционную привлекательность и конкурентоспособность, а значит и приток денег в город или регион.
Создавшаяся ситуация в структурах теплоснабжения на сегодня потворствует неудержимому росту потребления топлива и электроэнергии, как в количественных, так и в удельных величинах. Судите сами, картинка событий такова: чем выше зависимость систем централизованного теплоснабжения от котельных источников коммунальной энергетики, тем больше тепла они вырабатывают и распределяют, тем больше затрат электроэнергии и электрической мощности на производство тепла, тем больше тепла выбрасывается с ТЭЦ, тем выше топливные затраты, тем выше тарифы… Эта тенденция усугубляется ростом потребления газа и снижением возможности использования других ресурсов. В свою очередь, на поставку газа затрачивается та же электроэнергия и топливо, и т.д.
Согласитесь, в приведённых примерах многие мероприятия требуют согласованного взаимодействия структур теплоснабжения и электроснабжения. Увеличение доли сброса
Как известно, горение материалов происходит при обязательном присутствии кислорода или воздуха (в составе которого находится кислород). В качестве топлива, как правило, используется природный газ (примерно 65% котлов в России работают на газе), мазут малосернистый (солярка), высокосернистый (20%) или уголь (10%)) При идеальном процессе топливо сгорает полностью. О полноте сгорания топлива можно судить по продуктам, которые вырабатываются в процессе горения и выбрасываются в трубу. Для анализа состава выбрасываемой смеси используются газоанализаторы.
Внутри котла топливо в определенной пропорции смешивается с воздухом, образуя горючую смесь. Известно, что идеальное сгорание происходит при наличии на 1 (одну) объемную долю топлива 0,4 (нуля целых, четырех десятых) долей воздуха. Если воздуха недостаточно, топливо сгорит не полностью, если воздуха слишком много, имеет место перерасход топлива, потребляемого сжигающей установкой для нагрева излишков воздуха, при этом в отходящих газах образуется излишек кислорода. И то и другое снижает КПД котла, то есть, для достижения необходимой температуры теплоносителя (воды или пара) на выходе приходится расходовать больше топлива. Поэтому газоанализаторы, несмотря на то, что стоят недешево, окупаются достаточно быстро, так как при правильном горении экономия топлива в денежном отношении ощутима. Кроме того, в России за настройку одного котла с выдачей режимной карты* фирмы, занимающиеся наладкой, берут от 20000 руб. и выше. К примеру, газоанализатор в стандартном комплекте имеет стоимость примерно 33000 руб. Наладчики окупят затраты на приобретение прибора за два выезда на объекты.
Переносные газоанализаторы устроены следующим образом. Внутри прибора находится насос (помпа), прокачивающий пробу через датчики, каждый из которых настроен на определенный элемент (газ), находящийся в смеси отходящих газов и интересный с точки зрения анализа правильности горения. Например, при не догорании топлива (то есть при недостатке воздуха в соотношении «топливо-воздух») в отходящих газах (в трубе) образуется оксид углерода СО (угарный газ), а при горении мазута и угля еще и диоксид серы SO2. О переизбытке воздуха в горючей смеси «топливо-воздух» можно судить по высокой концентрации кислорода (О2) в отходящих газах. Кроме того, в отходящих газах содержится оксид азота NO, величина концентрации которого также зависит от правильности горения. На величину NO (а также на величину SO2) имеются экологические ГОСТы, которым все котлы должны соответствовать. Таким образом, еще одна функция газоанализатора - контроль выбросов в атмосферу вышеперечисленных токсичных газов, а значит, контроль загрязнения воздуха. Кроме того, Специнспекции аналитического контроля (бывшие комитеты природы – экологи) требуют от котловладельцев наличия либо газоанализатора, измеряющего NO (если горит газ) и SO2 (если горит мазут или уголь), либо соответствующего документа (режимной карты) о наладке котла. Их отсутствие иногда грозит штрафом.
Помимо помпы газоанализаторы имеют пробоотборный зонд, который помещается в газоход через отверстие в этом газоходе, которое имеется, как правило, на всех котлах. Конец зонда находится в точке отбора отходящих газов – примерно посередине диаметра газохода. Поскольку газоходы бывают разных диаметров, зонды, соответственно, бывают разной длины. В точке отбора пробы на зонде расположена термопара для измерения еще одного важного параметра – температуры отходящих газов. Чем ниже эта температура, тем больше тепла отдает горючая смесь «топливо-воздух» трубе с водой, тем выше КПД горения.
Соотношение «топливо-воздух» на котлах российского производства и на некоторых зарубежных котлах настраивается вручную, с помощью специальных вентилей регулируется клапан подачи воздуха. На современных импортных котлах клапан подачи воздуха регулируется программно с помощью компьютера. В этой регулировке (ручной или компьютерной), собственно, и заключается настройка (наладка) котла. При регулировке соотношения «топливо-воздух» минимизируются измеряемые газоанализаторами концентрации О2, СО в отходящих газов и их температура.
Зачастую в России импортные котлы с компьютерной регулировкой соотношения «топливо-воздух» не налаживаются вообще, хотя, если следовать рекомендациям разработчиков, и эти котлы должны быть настроены по отходящим газам с помощью газоанализатора. В России многие производители также халтурят, настраивая свои котлы «на глаз» по цвету пламени горелки, однако, этот метод неточен.
Электрохимические датчики (ячейки), установленные на газоанализаторах, имеют определенный срок службы, не зависящий от интенсивности эксплуатации прибора. Английские ячейки имеют срок службы 2,5–3 года. Замена датчиков, а также периодическая (раз в год) поверка приборов производятся в сервисных центрах.
Кроме наладки процесса горения, распространенной работой при энергоаудите котельной является определение теплопотерь от стенки котла через обмуровку. Речь идет, естественно, о довольно старых, советского еще производства котлах. Эти теплопотери вычисляются, исходя из измеренной температуры и определения нагретых и холодных участков стенки. Наиболее удобно при таких замерах пользоваться тепловизорами. Если стенка или ее участки нагреты сильно (максимальная величина теплопотерь, по идее, должна регламентироваться в паспорте котла, однако, не всегда она указана, поэтому, опытные наладчики определяют перегрев сами), можно предложить заменить или улучшить (обновить) обмуровку, скорее всего, внутри нее образовалась трещина, и часть тепловой энергии уходит через стенку в окружающий воздух, что, понятно, снижает КПД.
Большое количество природных зон России и СНГ, как известно, обуславливает различие климата между отдельными районами, поэтому зачастую задаются вопросы, связанные с измерениями в условиях отрицательных температур (ниже -5 о) или температур выше +40 о С. Например, при производстве работ на открытых котлах в г. Ашхабат 5 июля 2004 года температура окружающего воздуха на солнечной стороне превышала +45 о С. При работе газоанализатора произошел отказ некоторых датчиков, прибор был выключен, перенесен в помещение с кондиционером, через некоторое время снова включен и вынесен на объект измерений. После кратковременных замеров (порядка 10 минут) и занесения показаний в память, прибор снова был выключен и помещен под кондиционер. При строительстве котельной на архипелаге Новая Земля ситуация была та же, только вместо помещения с кондиционером – теплая комната, а вместо плюс 45 – минус 20.
В заключение следует отметить, что котельная является важнейшим энергетическим объектом в хозяйстве промышленного предприятия или службы ЖКХ. Правильная и осмысленная ее эксплуатация поможет не только сохранить физическое и психологическое здоровье граждан, но и предотвратить саму возможность остановки важнейших стратегических линий предприятия.
*режимная карта – это форма, которая заполняется при выпуске или наладке котла. В ней отображаются параметры, измеряемые с помощью газоанализаторов.
Предлагаем провести комплексную диагностику котельных с целью поиска резервов повышения технико-экономических показателей. В рамках энергетического обследования котельной проводятся инструментальные измерения:
- Анализ газопотребления, измерение состава дымовых газов, выявление избытков воздуха.
- Тепловизионное обследования теплотрасс и ограждающих конструкций.
- Замеры температуры, давления и расхода теплоностителей, анализ оптимальности работы регуляторов.
- Замеры энергопотребления и характеристик основного оборудования котельной.
- Выявление возможных мест утечек и потерь.
На основании проведенных замеров производится расчет фактического энергетического баланса котельной и проводится сравнение с нормативными показателями из режимных карт. В результате выявляются проблемные места, снижающие КПД котельной.
Анализируется режимы функционирования всего оборудования котельной, утечки, теплопотери, нерациональность режимов эксплуатации, техническое состояние оборудования (изношенность). На основании фактического состояния оборудования и режимов эксплуатации котельной делается оценка о потенциале энергосбережения. Разрабатывается программа и план внедрения энергосберегающих мероприятий с учетом действующих режимов, норм и правил эксплуатации оборудования котельных и теплосетей.
Примеры мер по повышению энергоэффективности котельной:
Технический отчет о проведенном обследовании котельной заканчивается расчетом экономического обоснования предложенных мероприятий. Все мероприятия рассчитываются на основе реальных ценовых данных поставщиков оборудования и проектных организаций.
Нашими партнерами в области по повышению технико-экономических показателей котельных являются:
- ЗАО «ИЭС» — проектная организация, пуско-наладка АСУ ТП.
Оценка состояния котельной и эффективности ее работы - важная операция, направленная на оптимизацию потребления энергоносителей. Поскольку такое обследование котельной достаточно подробно и объективно, одновременно решаются и другие задачи, например:
- Определение технического состояния котлов и всего оборудования котельной, включая здание и инженерные сети
- Составление прогноза о необходимости и возможностях модернизации котельного хозяйства
- Предупреждение аварий и планирование ремонта и обслуживания.
Энергоаудит котельной - комплексная работа, требующая применения многих инструментальных методов и серьезной аналитической обработки данных. Достоверность такого обследования, оперативность и полнота его выполнения обусловлены правильной методикой.
Порядок выполнения энергоаудита котельной
Оценка состояния и эффективности работ котельной состоит из таких основных этапов:
- Сбор исходных данных
- Визуальное знакомство с объектом и уточнение плана работ
- Инструментальные обследования и замеры основных параметров
- Анализ хозяйственной деятельности котельной
- Аналитическая обработка полученной информации, составление выводов и рекомендаций.
К исходным данным относят документальные сведения об объекте, полученные из разных источников. Эта информация характеризует современное состояние котельной и ее работоспособность - данные об оборудовании и его обслуживании, о топливе, его стоимости и очень многое другое. Своевременный и полный анализ исходных данных позволяет более точно выполнять все операции на объекте. Может даже возникнуть потребность в уточнении целей аудита.
Нужно отметить, что индивидуальность каждого объекта требует от эксперта уточнения формы и содержания аудита. Поэтому опросные листы - своеобразные анкеты, направляемые экспертом аудита руководству котельной - изначально отражают ее особенности. Так же и последующие этапы обследования адаптируются под специфику объекта.
Визуальному осмотру подвергают все хозяйство котельной, начиная от участка и прилегающих территорий и заканчивая оборудованием и состоянием бытовых помещений. На этом этапе исключительно важен опыт эксперта. При осмотре не только оцениваются некоторые характеристики котельной, но и, возможно, намечаются дополнительные инструментальные обследования.
Профессиональный аудит котельной основан на тщательном инструментальном обследовании на месте
Инструментальный этап обследований представлен несколькими видами измерений, в том числе:
- разовые замеры, в том числе измерения температуры, площадей, получение тепловизионных и ультразвуковых характеристик объекта
- системные измерения, состоящие в упорядоченном мониторинге информации о работе котельной в разных режима, в частности - о поставках теплоносителя разным потребителям
- оценка достоверности работы контрольно-измерительной аппаратуры котельной.
Всестороннему анализу подвергают документацию о финансовой стороне работы котельной, в том числе - стоимость топлива, затраты на обслуживание территории, прочие затраты и поступления.
Вся собранная информация систематизируется и анализируется. Особенности, направления анализа и его акценты устанавливаются заранее, но могут и уточнятся по мере получения результатов. Рассудительный заказчик аудита всегда прислушается к мнению эксперта по корректировке целей и содержанию такого обследования котельной.
Итоги аудита
Важнейший итог аудита - независимость и объективность его результатов. Эти результаты всегда интересно сопоставлять с ведомственными отчетами и аналитикой.
Отчет о выполненном аудите котельной оформляется документально. В таком отчете всегда есть три основные раздела:
- полученные данные всех обследований
- аналитические выводы о работе котельной
- рекомендации по улучшению работы объекта.
Нужно понимать, что рекомендации эксперта - это не проект и даже не технико-экономическое обоснование последующих работ. Это выводы, которые следует использовать проектировщикам всех работ на объекте, если аудит признает общую целесообразность существования такого объекта.
