Климова - Энергосбережение.2014 (2)

снижения потерь и структурной перестройке баланса. В связи с этим, значительный интерес представляет энергофинансовый баланс предприятия, выражающий потоки денежных средств, связанных с получением и использованием энергоресурсов (табл. 5.5) [19].

*Примечание: учитываются только субабоненты, оплачивающие энергию предприятию.

Эффективность использования ТЭР может быть установлена на основе системы показателей энергоэффективности.

удельные расходы ТЭР на единицу выпускаемой продукции

в(т у.т./ шт);

энергоемкость выпускаемой продукции – отношение потребле-ния всех видов ТЭР в тоннах условного топлива к годовому объему продукции в денежном выражении (т у.т./ р.);

энергетическая составляющая в себестоимости продукции в

процентах;

КПД, потери и др. технические показатели.

При анализе энергоэффективности предприятия важной задачей является учет затрат на энергию при калькуляции себестоимости продукции, куда, как правило, отдельной строкой не входит стоимость

61

топлива и энергии. Это связано с отсутствием учета ТЭР по отдельным технологическим циклам производства большинства видов продукции, с большой номенклатурой продукции предприятия, а также с тем, что многие виды продукции изготавливаются из комплектующих, произведенных в различных подразделениях предприятия.

Для определения доли стоимости энергоресурсов, перенесенной в себестоимость продукции при многономенклатурном производстве, предлагается следующий алгоритм.

Определение энергоемкости всей выпущенной продукции

Э WПпр (т у.т./р.),

где Wпр – годовое потребление всех видов ТЭР на производственные и хозяйственные нужды, приведенные к единому топливному эквиваленту в т у.т.; П – годовая стоимость выпущенной продукции (тыс. руб.).

Определение единицы стоимости условного топлива

на предприятии

где З – финансовые затраты на потребление всех видов ТЭР на производственные и хозяйственные нужды (руб.).

 Определение удельного расхода ТЭР на выпуск продукции определенной i-й номенклатуры

Yi = CCVi i (т у.т./шт),

где Сi – себестоимость i-го вида продукции (руб.); Vi – годовой объем выпуска i-й продукции (шт.).

 Определение энергетической составляющей в себестоимости продукции предприятия

ЭС =Э С 100 %.

Полученные значения показателей энергетической эффективности могут быть уточнены при организации учета потребляемых ТЭР по различным операциям и технологическим циклам.

В качестве примера рассмотрим использование энергофинансового баланса для определения удельных расходов ТЭР для предприятия,

62

выпускающего 8 видов продукции. Результаты расчета по предложенному алгоритму представлены в табл. 5.6 и 5.7.

предприятиях, позволяет своевременно выявлять места расточительного расходования топливно-энергетических ресурсов, устранять их, оптимизировать структуру ТЭБ, тем самым сокращая платежи за энергоресурсы.

63

ГЛАВА 6. ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Промышленные предприятия относятся к той категории потребителей, на которую распространяются требования ФЗ №261 в части проведения обязательных энергетических обследований, разработки программ повышения энергетической эффективности и снижения энергоемкости выпускаемой продукции.

Далее предлагается перечень типовых решений, направленных на снижение потерь электрической энергии в системах внешнего и внутризаводского электроснабжения потребителей.

6.1. Снижение потерь электрической энергии в электрических сетях

Снижение потерь электроэнергии при передаче и распределении является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения в распределительных сетях промышленных предприятий.

Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение. При этом особое внимание должно быть уделено правильному определению точек деления в замкнутых сетях, экономичному распределению активных и реактивных мощностей, внедрению замкнутых и полузамкнутых схем сети 0,4 кВ [21–26].

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях может быть достигнуто как в результате проведения мероприятий по общей оптимизации сети, когда снижение потерь энергии является одной из составляющих частей комплексного плана, так и в результате проведения мероприятий, направленных только на снижение потерь. По этому признаку все мероприятия по снижению потерь могут быть условно разделены на три группы:

Группа 1 – организационные, к которым относятся мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов (малозатратные и беззатратные).

Группа 2 – технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, модернизации и строительству сетей (среднезатратные).

Группа 3 – по совершенствованию учета электроэнергии,

которые могут быть как беззатратные, так и требующие

64

дополнительных затрат (при организации новых точек учета).

К организационным мероприятиям относятся:

 выбор точек оптимального деления сети 6-10 кВ;  уменьшение времени нахождения линии в отключенном

положении при выполнении технического обслуживания и ремонта оборудования и линий;

 снижение несимметрии (неравномерности) загрузки фаз;  рациональная загрузка силовых трансформаторов.

К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10 (6)-0,4 кВ относятся:

в проектах предусматривающих при реконструкции перевод действующих сетей 6 кВ на повышенное напряжение 10 кВ рекомендуется использовать установленное оборудование при соответствии его характеристик повышенному напряжению;

увеличение доли сетей на напряжение 35 кВ;

сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

применение столбовых трансформаторов (10(6)/0,4 кВ) малой мощности для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ;

перевод сетей низкого напряжения с 220 В на 380 В;

применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

использование максимально допустимого сечения проводов

вэлектрических сетях напряжением 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы:

усиление элементов действующей сети путем прокладки новых линий или замене проводов и кабелей на большие сечения;

проведение работы по компенсации реактивных нагрузок;

поддержание значений показателей качества электроэнергии

всоответствии с требованием [13];

внедрение устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольт добавочных трансформаторов, средств встроенного регулирования напряжения;

внедрение нового экономического электрооборудования, в частности, трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, установка конденсаторных батарей встроенных в комплектные трансформаторные подстанции;

комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения;

65

применение средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения времени поиска и ликвидации аварий.

В составе мероприятий по совершенствованию учета электрической энергии следует предусматривать:

применение приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) более высокого класса точности измерения;

осуществление мер по предупреждению несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;

внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации;

проведение организационных и технических мероприятий по предупреждению выявления и устранению безучетного потребления электрической энергии.

6.1.1.Снижение потерь мощности за счет выравнивания нагрузки

фаз

Характерной особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.

Величина потерь мощности при неравномерной нагрузке фаз Pн

может быть выражена как

Pн kДП Pс,

где Pс– потери мощности при симметричной нагрузке фаз, кВт; kДП–

коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке. Выравнивание нагрузок производится переключением нагрузки с

более загруженной фазы на менее загруженные после проведения замеров нагрузок по фазам линии и анализа результатов.

Отрицательное влияние несимметрии, которую нельзя устранить выравниванием нагрузок по фазам, можно уменьшить за счет:

замены силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток "звезда/звезда" на трансформаторы со схемой "звезда/зигзаг" или "треугольник/звезда", которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;

увеличения сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода.

Пример расчета эффективности мероприятий по выравниванию

нагрузки фаз в сетях напряжением 0,4 кВ представлен в таблице 6.1 из которой видно, что потери после проведения мероприятия снижаются в 2 раза.

66

Таблица 6.1

Пример расчета эффективности мероприятий от выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ

После проведения мероприятий по выравниванию нагрузки фаз

В ценах 2013 года издержки предприятия за потребленную ЭЭ сокращаются примерно на 50 тыс. руб., которые можно направить на реализацию малозатратных организационных или технических мероприятий.

6.1.2. Увеличение эффективности использования трансформаторов

1.Важным мероприятием по сокращению технологического расхода электроэнергии является увеличение эффективности использования трансформаторов за счет сезонного отключения одного из двух трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. При этом отключается трансформатор, работающий с наименьшей нагрузкой, и его нагрузка переводится на другой трансформатор.

Пример расчета эффективности данного мероприятия приводится в Приложении 1 (таблица П 1.1).

2.Сокращение потерь электроэнергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5,

67

имеет место существенное относительное увеличение потерь электроэнергии за счет потерь холостого хода.

Снижение потерь электроэнергии в результате замены трансформаторов определяется по формуле

Wт ( Pхх1 Pхх2) Т ( Pкз1 12 Pкз2 22) max ,

где Pхх1, Pхх2 – потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт; Pкз1, Pкз2 – потери мощности короткого замыкания

трансформаторов, кВт; Т – число часов использования максимальной нагрузки; max – число часов максимальных потерь.

В приложении 1 (таблица П 1.2) приведен пример расчета эффективности замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности.

6.1.3.Экономия ЭЭ за счет реконструкции сетей

1.Экономия электроэнергии в сети при переводе ее на более высокий класс напряжения определяется, кВт·ч

где L длина участка сети, на котором производится повышение номинального напряжения, м; I среднее значение токов в каждом проводе сети соответственно при низшем и высшем напряжении, А; удельное

(при проведении мероприятий без замены проводов F1 F2 ); t расчет-

ный период времени, ч.

2. Экономия электроэнергии при проведении реконструкции сетей, кВт·ч:

замена сечения проводов;

замена материала проводов;

сокращение длины без изменения напряжения;

где 1, L1, S1 удельное сопротивление материала провода, Ом·мм2/м, длина линии, м, сечение проводов сети, мм2 до реконструкции;

68

2 , L2 , S2 аналогичные параметры линии после реконструкции; I

средний ток линии, А; t расчетный период времени, ч. 3. Включение под нагрузку резервных линий.

Потери электрической энергии в сетях пропорциональны активному сопротивлению проводов, следовательно, при включении под нагрузку резервной линии потери снизятся в 2 раза, если длина, сечение проводов и нагрузка основной и резервной ВЛ равны и схемы соответственно одинаковы [27, 28].

6.2. Экономичный режим работы трансформаторов

Экономичный режим работы трансформаторов определяет число одновременно включенных трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии в них.

На подстанциях, оборудованных однотипными трансформаторами одинаковой мощности, число одновременно включенных трансформаторов определяется следующими условиями:

1.При росте нагрузки подключение (n 1) - го трансформато-

ра экономически целесообразно, когда коэффициент загрузки работающих трансформаторов достигает значения

ключать один из трансформаторов, когда коэффициент загрузки работающих трансформаторов достигает значения

тивные потери короткого замыкания, кВАр; Sн номинальная мощность трансформатора, кВ·А; Uкз напряжение короткого замыкания, %; Ixx ток холостого хода, %; kэ коэффициент потерь (или экономический эквивалент реактивной мощности), кВт/кВАр.

69

Примерные значения kэ в зависимости от места установки транс-

форматоров принимаются согласно табл. 6.2.

При наличии на подстанции двух или более трансформаторов различной мощности целесообразно строить кривые зависимости потерь от нагрузки трансформаторов. Суммарные приведенные потери мощности для построения этих кривых для случаев параллельной работы трансформаторов определяются по выражению

P n ( Pxx kэ Qxx ) 1n ( Pкз kэ Qкз) kз2 .

По этим кривым в зависимости от нагрузки подстанции определяется режим работы трансформаторов, т.е. подключение дополнительного трансформатора или вывод из работы одного из трансформаторов.

Таблица 6.2

Значения коэффициента потерь в зависимости от места установки трансформатора

Пример 6.1. На подстанции установлено три трансформатора мощностью 630 кВ·А. После построения кривых изменения приведенных потерь мощности в зависимости от нагрузки (рис. 6.1) можно сделать вывод, что с точки зрения максимального снижения потерь в трансформаторах целесообразно установить следующий режим работы:

70