Т макс годовое число часов использования. Число часов использования установленной мощности. Расчетные электрические нагрузки подстанций

Неравномерность реализации и транспорта газа определяется в значительной части режимом потребления газа . Потребители используют газ на различные нужды, а следовательно, предопределяют и различные режимы расходования газа. Например, если газ как сырье для химической промышленности используется в основном равномерно в связи с непрерывностью процесса производства на химических предприятиях, то на отопительные нужды его используют в котельных лишь сезонно. Отсюда оценка колебаний в расходовании газа отдельными категориями потребителей должна проводиться на основе изучения режимов потребления различных видов топлива по каждой категории потребителей. В ряде случаев используют широко применяемый в энергетике метод оценки колебаний по числу часов использования максимума нагрузки. Продолжительность использования максимума нагрузки показывает, сколько часов  

Важной характеристикой режима потребления электрической энергии является показатель годового числа часов использования максимума нагрузки (Лм)  

На основании приведенных выше данных установлены (табл. IX-12) общие суммарные коэффициенты неравномерности газопотребления по основным категориям коммунально-бытовых потребителей без учета отопления (k k k), а также показатели числа часов использования максимума нагрузки (8760/ м k k4) и коэффициенты использования потенциальной  

TKJ - число часов использования максимума нагрузки в месяц.  

После подстановки в (1.10) вместо размеров платы их значений из (1.7)... (1.9) получается выражение для определения граничного годового числа часов использования максимума нагрузки  

Число часов использования максимума нагрузки потребителем, тыс. ч, определяется следующим образом  

Это вызывает снижение числа часов использования максимума нагрузки и увеличение себестоимости тепловой энергии вследствие соответствующего повышения слагаемой постоянных расходов на 1 Гкал.  

Потребители, использующие тепло на технологические нужды, имеют различное число часов использования максимума нагрузки в зависимости от характера производства и удельного веса тепла, расходуемого на отопление производственных помещений.  

Важной характеристикой режима потребления энергии является годовое число часов использования максимума нагрузки  

Коэффициент Р" м несколько больше р м вследствие того, что машины с механическим приводом в большинстве случаев обслуживают непрерывные процессы , имеющие более высокое годовое число часов использования максимума нагрузки.  

На основе коэффициентов заполнения суточного, недельного, месячного и годового графиков нагрузки определяется показатель годового числа часов использования максимума нагрузки энергосистемы.  

Годовое число часов использования максимума нагрузки энергосистемы /гм определяется по средневзвешенному числу часов использования промышленной и транспортной нагрузки и удельному весу коммунально-бытового электропотребления городского и сельского населения (рис. 9-7).  

Численность персонала 280 Число часов использования максимума нагрузки 20 установленной мощности 93  

Графики нагрузок по каждому виду энергии с дифференциацией по параметрам характеризуются максимальными, средними и минимальными нагрузками, а также коэффициентами заполнения и минимальных нагрузок, годовыми числами часов использования максимума нагрузки и др. Режимные показатели зависят от специфики технологии и организации данного производства, климатических и метеорологических условий.  

Величина располагаемой ремонтной площади в энергосистеме зависит от характера графика электрической нагрузки, который находит обобщенное выражение в показателе числа часов использования максимума нагрузки Лм (рис. 10-3).  

Показатели на 1000 м3 максимально-часового расхода газа могут быть получены двумя способами. Либо, как указывалось выше, путем умножения показателей, рассчитанных на 1000 чел., на коэффициент, равный частному от деления числа часов использования максимума на среднегодовой расход газа на 1 чел., либо путем непосредственной корректировки базовых показателей металле- и капиталовложений на 1000 м3 максимально-часового расхода газа. В последнем случае для расчетов используются формулы (П-9) - (П-12), в которых, в этих случаях в качестве МВ, /Сн, Мс и Кс принимаются соответствующие показатели не на 1000 снабжаемых газом жителей, а на 1000 м3 максимально-часового расхода газа при отсутствии горячего водоснабжения, отопительной и промышленной нагрузки с умножением итога на Q/Qi.  

Для промышленности характерно резкое колебание числа часов использования максимума по различным ее отраслям, величина которого определяется соотношением отопительной и технологической нагрузки и количеством смен работы оборудования.  

Использование годового максимума нагрузки по большинству промышленных предприятий колеблется в широких пределах от 3 500 до 7 000 ч, что приводит к соответствующему изменению себестоимости отпускаемой им электроэнергии. Очевидно в соответствующем диапазоне должны изменяться и тарифы на электроэнергию для промышленных предприятий с разным числом часов использования максимума. Переменные затраты энергопредприятий, зависящие от. количества выработанной энергии, возвращаются потребителями пропорционально потребленной ими энергии.  

Здесь ат, РТ, Рэ - коэффициенты топливной характеристики , постоянные для каждого данного турбоагрегата 7р - годовое число часов работы агрегата /гт - годовое число часов использования максимума отбора пара отопительных параметров Q Лм - годовое число часов использования максимальной электрической нагрузки NM. Значения коэффициентов соответствуют использованию на ТЭЦ твердого топлива при работе на других видах топлива вводятся поправки для жидкого топлива - 0,98 для газообразного - 0,97.  

Если годовые показатели разделить соответственно на часовые, то получим годовые числа часов использования максимума отопительной нагрузки, покрываемой из отборов турбин ТЭЦ /г и пиковых котлов А.  

Доля горячего водоснабжения аг.в=0,1. Этим значениям ат и аг.в по номограмме (см. рис. 5-1) для южных районов соответствуют годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки ТЭЦ (при ат=1) fto=2700 ч и годовое число часов использования  

Тр - годовое число часов работы агрегата Лт - годовое число часов использования максимума отбора пара отопительных параметров Q" Нм - годовое число часов использования максимальной электрической нагрузки JVM. Значения коэффициентов соответствуют использованию на ТЭЦ твердого топлива при работе на других видах топлива вводятся поправки для жидкого топлива - 0,98, для газообразного - 0,97.  

Во-вторых, дифференцировать тарифы (одноставочные) в зависимости от числа часов использования максимума тепловой нагрузки (базовый, пиковый тарифы) и требований, предъявляемых к качеству и надежности теплоснабжения.  

В отдельных работах применяется следующая неточная и неправильная формула исчисления себестоимости электроэнергии sg для разных групп потребителей в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки потребителя Гмакс и коэффициента участия в максимуме нагрузки энергосистемы /См  

использование оборудования в течение года) и полупиковые  

По характеру графика нагрузки различают электростанции базовые (несут равномерно высокую нагрузку и имеют большое число часов использования максимума нагрузки в течение года), пиковые (загружаются в течение суток неравномерно и имеют низкое использование оборудования в течение года) и полупиковые (имеют в течение года пониженное использование оборудования).  

Рис. 10-3. а - зависимость площади провала в годовом графике нагрузки F eM от числа часов использования максимума нагрузки Ам б - зависимость необходимой ремонтной площади FpgM от удельного веса установленной мощности ТЭС Мтэс % / - процент блочных электростанций равен нулю // - Г""  

Норма расхода на охранное освещение принимается равной: H° oxp =0,05 Н° осв, кВтч/м 2 .

Таблица 11
^ Число часов использования максимума осветительной нагрузки в году
А. Внутреннее освещение
Кол-во смен	Продолжительность рабочей недели		При наличии естественного света для географических широт				При отсутствии естественного света
			46°	56°	64°
1	5		700	750	850		2150
	6		550	600	700
2	5			2250
	6			2100			4300
3	5			4150			6500
	6			4000			6500
	непрерывная			4800			7700
^ Б. Наружное освещение
Время работы		Режим работ
		В рабочие дни				Ежедневно
До 24 часов		1750				2100
До 1 часа ночи		2060				2450
Всю ночь		3000				3600

В таблице 12 приведены численные значения средних норм расхода электроэнергии на изготовление некоторых энергоёмких изделий и продукции.

Таблица 12
^ Средние нормы расхода электроэнергии
Вид продукции	Ед. измерения	Ср. норма расхода
Заготовка и первичная обработка древесины	кВтч/тыс.м 3	4300,0
Пиломатериалы	кВтч/м 3	19,0
Цемент	кВтч/т	106,0
Железобетонные конструкции и детали	кВтч/м 3	28,1
Строительно-монтажные работы	кВтч/тыс.руб.	220,0
Хлеб и хлебобулочные изделия	кВтч/т	24,9
Мясо	кВтч/т	56,5
Сжатый воздух	кВтч/тыс.м 3	80
Кислород	кВтч/тыс.м 3	470,0
Ацетилен	кВтч/т	3190,0
Производство холода	кВтч/Гкал	480,0
Бурение разведочное	кВтч/м	73,0
Пропуск сточных вод	кВтч/тыс.м 3	225,0

9.2. Мероприятий по экономии электроэнергии

9.2.7. Планирование работы по экономии электроэнергии.

Работа по обеспечению рационального и экономного использования электроэнергии должна вестись повседневно на основе планов организационно-технических мероприятий по экономии энергии, которые являются составной частью общей экономической работы на объектах и включают в себя мероприятия по совершенствованию эксплуатации электроустановок, разработку и соблюдение планов и норм расхода электроэнергии и сокращение её потерь.

Мероприятия по устранению потерь энергии, требующие капитальных затрат, включаются в план организационно- технических мероприятий лишь в том случае, если они оправдываются экономически. Нормативный срок окупаемости капиталовложений для энергетики принят Т о = 8,3 года.

Коэффициент эффективности капиталовложений K эф = 0,12.

Осуществление мероприятий по экономии электроэнергии, как правило, мало влияет на величину амортизационных отчислений и эксплутационных расходов. Поэтому коэффициент эффективности можно определять, исходя лишь из ожидаемой экономии электроэнергии:

Где С 1 - стоимость электроэнергии, потребляемой в год до осуществления мероприятий по её экономии, тыс. руб.;

С 2 - то же после осуществления мероприятий по её экономии, тыс. руб.;

ΔЭ - достигнутая экономия электроэнергии, тыс. кВт. ч/год;

С - стоимость единицы электроэнергии, руб./кВт.ч;

К - капиталовложения, необходимые для осуществления мероприятия, тыс. руб.

Коэффициент эффективности должен быть больше нормативного, тогда запланированные мероприятия экономически оправданы, и капитальные затраты окупятся получаемой экономией электроэнергии раньше нормативного срока. Если же расчёт покажет, что коэффициент эффективности меньше нормативного, то затраты не окупятся в нормативный срок, и намеченные мероприятия экономически не оправданы.

Ниже рассмотрены технические и организационные мероприятия по экономии электроэнергии.

9.2.2. Снижение потерь электроэнергии в сетях и линиях электропередачи.

9.2.2.1. Реконструкция сетей без изменения напряжения.

Для уменьшения потерь электроэнергии на перегруженных участках сетей заменяют провода, сокращают их длину путём спрямления и т.д. Экономия при такой реконструкции сетей может оказаться существенной.

9.2.2.2. Перевод сетей на более высокое номинальное напряжение. Такая реконструкция сетей ведёт к снижению потерь электроэнергии.

9.2.2.3. Включение под нагрузку резервных линий электропередачи.

Потери электроэнергии в сетях пропорциональны активному сопротивлению проводов. Поэтому, если длина, сечение проводов, нагрузки и схемы основной и резервной линии одинаковы, то при включении под нагрузку резервной линии потери электроэнергии снизятся в два раза.

9.2.3. Снижение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах.

9 2.3.1. Устранение потерь холостого хода трансформаторов.

Для устранения этих потерь необходимо исключить работу трансформаторов без нагрузки:

Отключать трансформаторы, питающие наружное освещение, на светлое время суток;

Отключать трансформаторы, питающие летние лагеря, полигоны и площадки на зимний период;

Уменьшать число работающих трансформаторов до необходимого минимума по мере сокращения потребления электроэнергии в ночное время, выходные и праздничные дни, в периоды между занятиями и др.

9.2.3.2. Устранение несимметрии нагрузки фаз трансформатора.

Для устранения несимметрии необходимо производить перераспределение нагрузок по фазам. Обычно такое перераспределение делают, когда несимметрия достигает 10%. Неравномерность нагрузки характерна для осветительной сети, а также при работе однофазных сварочных трансформаторов.

Для наблюдения за равномерным распределением нагрузок по фазам необходимо производить их замер в период максимума (январь) и минимума (июнь) электропотребления, а также при изменениях в электросетях, присоединении новых потребителей и т.п. При отсутствии стационарных измерительных приборов замер нагрузок производится токоизмерительными клещами.

9.2.3.3. Экономичный режим работы трансформаторов.

Сущность такого режима заключается в том, что число параллельно работающих трансформаторов определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности. При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепи питания от генераторов электростанций до трансформаторов из-за потребления последними реактивной мощности. Эти потери называются приведёнными.

Для примера на рис. 21 приведены кривые изменения приведённых потерь при работе одного (I) двух (2) и трёх (3) трансформаторов мощностью 1000 кВА каждый, построенные для различных значений нагрузки S. Из графика видно, что наиболее экономичным будет следующий режим работы:

При нагрузках от 0 до 620 кВА включен один трансформатор;

При увеличении нагрузки от 620 кВА до 1080 кВА параллельно работают два трансформатора;

При нагрузках, больших 1080 кВА, целесообразна параллельная работа трёх трансформаторов.

9.2.4. Снижение потерь электроэнергии в асинхронных электродвигателях.

9.2.4.1. Замена мало загруженных электродвигателей двигателями меньшей мощности.

Установлено, что если средняя нагрузка двигателя менее 45% номинальной мощности, то замена его менее мощным двигателем всегда целесообразна. При загрузке двигателя более 70% номинальной мощности его замена нецелесообразна. При загрузке в пределах 45-70% целесообразность замены двигателя должна быть обоснована расчётом, свидетельствующим об уменьшении суммарных потерь активной мощности как в энергосистеме, так и в двигателе.

9.2.4.2. Переключение обмотки статора незагруженного электродвигателя с треугольника на звезду.

Этот способ применяется для двигателей напряжением до 1000 В, систематически загруженных менее 35-40% от номинальной мощности. При таком переключении увеличивается загрузка двигателя, повышаются его коэффициент мощности (cos (φ) и К.П.Д. (табл. 13 и 14).

Таблица 13
^ Изменение К.П.Д. при переключении электродвигателя с треугольника на звезду
	К 3	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	0,45		0,5
	η γ /η Δ	1,27	1,14	1,1	1,06	1,04	1,02	1,01	1,005		1,0
	Таблица 14
	^ Изменение cos φ при переключении электродвигателей с треугольника на звезду
	cos φ ном	cos φ γ / cos φ Δ при коэффициенте загрузки К 3
		0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	0,45	0,5
	0,78	1,94	1,87	1,80	1,72	1,64	1,56	1,49	1,42	1,35
	0,79	1,90	1,83	1,76	1,68	1,60	1,53	1,46	1,39	1,32
	0,80	1,86	1,80	1,73	1,65	1,58	1,50	1,43	1,37	1,30
	0,81	1,82	1,86	1,70	1,62	1,55	1,47	1,40	1,34	1,20
	0,82	1,78	1,72	1,67	1,59	1,52	1,44	1,37	1,31	1,26
	0,83	1,75	1,69	1,64	1,56	1,49	1,41	1,35	1,29	1,24
	0,84	1,72	1,66	1,61	1,53	1,46	1,38	1,32	1,26	1,22
	0,85	1,69	1,63	1,58	1,50	1,44	1,36	1,30	1,24	1,20
	0,86	1,66	1,60	1,55	1,47	1,41	1,34	1,27	1,22	1,18
	0,87	1,63	1,57	1,52	1,44	1,38	1,31	1,24	1,20	1,16
	0,88	1,60	1,54	1,49	1,41	1,35	1,28	1,22	1,18	1,14
	0,89	1,59	1,51	146	1,38	1,32	1,25	1,19	1,16	1,12
	090	1,50	1,48	1,43	1,35	1,29	1,22	1,17	1,14	1,10
	0,91	1,54	1,44	1,40	1,32	1,26	1,19	1,14	1,11	1,08
	0,92	1,50	1,40	1,36	1,28	1,23	1,16	1,11	1,08	1,06

В таблице 13 и 14 обозначено:

η Δ - К.П.Д. двигателя при коэффициенте загрузки К 3 и соединении обмотки статора в треугольник;

φ γ - то же, после переключения обмотки с треугольника на звезду.

Из таблиц видно, что эффект от переключения обмоток статора с треугольника на звезду тем больше, чем меньше номинальная мощность двигателя (то есть меньше его cosφ ном ) и чем меньше он загружен. Так при К 3 ≥0,5 переключение обмоток не даёт повышения К.П.Д. двигателя.

9.2.5. Экономия электроэнергии за счёт повышения коэффициента мощности (cos φ).

Потребители электроэнергии (асинхронные двигатели, трансформаторы, воздушные линии, люминесцентные лампы и др.) для нормальной работы нуждаются как в активной, так и в реактивной мощности.

Известно, что потери активной мощности обратно пропорциональны квадрату коэффициента мощности. Этим подтверждается значение повышения cos (p для достижения экономии электроэнергии.

Потребляемая реактивная мощность распределяется между отдельными видами электроприёмников следующим образом: 65-70% приходится на асинхронные двигатели, 20-25% - на трансформаторы и около 10 % - на прочие потребители.

Для повышения cos φ применяется естественная или искусственная компенсация реактивной мощности.

К мероприятиям естественной компенсации относятся:

• 
  упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования;
• 
  замена мало загруженных электродвигателей менее мощными;
• 
  переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 35-40%;
• 
  установка ограничителей холостого хода электродвигателей, когда продолжительность межоперационного периода превышает 10 с;
• 
  регулирование напряжения, подводимого к электродвигателю при тиристорном управлении;
• 
  повышение качества ремонта электродвигателей с целью сохранения их номинальных параметров;
• 
  замена, перестановка, отключение трансформаторов, загружаемых менее чем на 30%;
• 
  введение экономического режима трансформаторов.

Искусственная компенсация основана на применении специальных компенсирующих устройств (статических конденсаторов, синхронных компенсаторов). Применение средств искусственной компенсации допускается только после использования всех возможных способов естественной компенсации и проведения необходимых технико-экономических расчётов.

9.2.6. Экономия электроэнергии в осветительных установках.

9.2.6.1. Применение эффективных источников света.

Одним из наиболее эффективных способов уменьшения установленной мощности освещения является использование источников света с высокой световой отдачей. В большинстве осветительных установок целесообразно применять газоразрядные источники света: люминесцентные лампы, ртутные, металлогалогенные и натриевые лампы.

Перевод внутреннего освещения с ламп накаливания на люминесцентные лампы, а наружного освещения на ртутные (ДРЛ), металлогалогенные (ДРИ) и натриевые (ДНаТ) лампы позволяет значительно повысить эффективность использования электроэнергии.

При замене ламп накаливания люминесцентными лампами освещённость в помещениях возрастает в два и более раз, в то же время удельная установленная мощность и расход электроэнергии снижаются. Например, при замене ламп накаливания люминесцентными лампами в спальных помещениях освещённость возрастает с 30 до 75 лк и при этом экономится 3,9 кВТ.ч электроэнергии в год на каждый квадратный метр площади. Это достигается за счёт более высокой световой отдачи люминесцентных ламп. Например, при одинаковой мощности 40 Вт лампа накаливания имеет световой поток 460 лм, а люминесцентная лампа ЛБ-40 - 3200 лм, т.е. почти в 7 раз больше. Кроме того, люминесцентные лампы имеют средний срок службы не менее 12000 ч, а лампы накаливания - лишь 1000 ч, т.е. в 12 раз меньше.

При выборе типа люминесцентных ламп следует отдавать предпочтение лампам типа ЛБ как наиболее экономичным, обладающим цветностью, близкой к естественному свету.

В установках наружного освещения наибольшее распространение получили ртутные лампы типа ДРЛ. Чаще всего используются лампы мощностью 250 и 400 Вт.

Дальнейшее повышение экономичности лампы ДРЛ достигнуто введением в её кварцевую горелку наряду с ртутью иодидов талия, натрия и индия. Такие лампы называются металлогалогенными, имеют обозначение ДРИ. Световая отдача этих ламп в 1,5-1,8 раз больше, чем ламп ДРЛ той же мощности.

Ещё более эффективными для установок наружного освещения являются натриевые лампы высокого давления. Они по экономичности в два раза превосходят лампы ДРЛ и более чем в шесть раз -лампы накаливания.

Для ориентировочной оценки экономии электроэнергии, получаемой при замене источников света на более эффективные, можно пользоваться таблицей 15.

Таблица 15
^ Возможная экономия электроэнергии за счёт перехода на более эффективные источники света.
Заменяемые источники света	Среднее значение экономии, %-
Люминесцентные лампы - на металлогалогенные	24
Ртутные лампы - на:
-люминесцентные	22
- металлогалогенные	42
- натриевые	45
Лампы накаливания - на:
- ртутные	42
-натриевые	70
- люминесцентные	55
- металлогалогенные	66

9.2.6.2. Устранение излишней мощности в осветительных установках.

Наличие завышенной мощности осветительной установки может быть выявлено путём сравнения фактических значений освещённости или удельной установленной мощности с их нормируемыми значениями.

Фактическая освещённость замеряется с помощью люксметра или определяется расчётом.

При выявлении освещённости, превышающей норму необходимо заменить лампы на менее мощные или уменьшить их количество и тем самым довести освещённость до нормы.

Если фактическая удельная установленная мощность превышает норму, то следует уменьшить мощность установки, сократив освещённость до уровня нормы (например, путём изменения высоты подвеса светильников).

Таблица 16
^ Коэффициент спроса осветительной нагрузки
Наименование помещения	К с
Мелкие производственные здания и торговые помещения	1,0
Производственные здания, состоящие из ряда отдельных помещений или из отдельных крупных пролётов	0,95
Библиотеки, административные здания, предприятия общественного питания	0,9
Учебные, детские, лечебные учреждения, конторские, бытовые, лабораторные здания	0,8
Складские помещения, электроподстанций	0,6
Наружное освещение	1,0

На основе расчета, а так же учитывая характер работы оборудования и категорию надежности электроснабжения фабрики, выбираем два трансформатора ТМ –250/10, суммарной мощности 500 кВ·А.

13.6 Расчет компенсационного устройства

Для повышения коэффициента мощности предприятия следует проводить мероприятия: 1) естественные, связанные с улучшением использования установленного электрооборудования; 2) искусственные, требующие применения специальных компенсирующих устройств.

Необходимая компенсирующая реактивная мощность конденсаторной установки Qк.у., кВт для этого будет равна:

Qку = Рср ∙ (tgφ1 - tgφ2), (13.14)

W – потребление активной энергии за год, кВт×ч;

T – годовое число часов использования максимума активной нагрузки;

tg φ1 – соответствующий средневзвешенному cosφ, до компенсации на вводе потребителя;

tg φ2 – после компенсации до заданного значения cos φ2 = 0,92.

Рср = 988498 / 5600 = 176,52 кВт;

Qк.у.= 176,52 × (0,78 - 0,426) = 62,49 квар.

По расчету реактивной мощности выбираем косинусный конденсатор тип КС2 - 0,4 - 67 - ЗУЗ, мощностью 67 квар.

13.7 Определение годового расхода электрической энергии и ее

стоимости

Годовой расход электрической энергии для силовой и осветительной нагрузки рассчитывается по формуле:

, (13.16)

где Pmax – расчетная максимальная потребная активная мощность силовой

нагрузки, кВт;

Tc – годовое число часов использования максимума активной мощности, ч.

Wc=143,78 · 5600 = 832888 кВт·ч.

, (13.17)

, (13.18)

где Po – максимальная мощность, потребляемая для освещения, кВт;

To – годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки при двухсменной работе цеха, ч.

Wo=2250 · 69,16 = 155610 кВт·ч.

Годовой расход по всему предприятию будет равен:

W=Wс+Wо. (13.19)

W = 832888 + 155610 = 988498 кВт·ч.

Расчет стоимости электроэнергии ведется о тарифу за 1кВт·ч (n=1,3 руб/1кВт·ч):

Со = n · W , (13.20)

где n – стоимость 1кВт·ч.

Со=2,14 ·988498 = 2115385,72 руб/1 кВт∙ч.

13.8. Расчет технико-экономических показателей предприятия

Для оценки эффективности использования электрической энергии на промышленных предприятиях имеется ряд показателей:

Фактическая стоимость 1кВт·ч потребляемой энергии, в руб:

Со = 2115385,72 / 988498 = 2,14 руб.

Удельный расход электроэнергии на 1 т продукции выпущенной предприятием:

ωo=W/A, (13.22)

где A - количество выпущенной за год продукции (годовая производительность

предприятия), т.

ωo= 988498 /11500 = 86 кВт·ч/т.

Фактическая стоимость электроэнергии на 1 т выпущенной продукции по предприятию:

Сф=C·ωo. (13.23)

С = 2,14·86 = 184,04 руб.

Таблица 13.5 – Мероприятия по экономии электроэнергии на

предприятии

Мероприятия		Коэффициент экономии, кВт·ч/т	Объём внедрения, т				Год. экономия электроэн., кВт·ч/год
Организационные
Проведение технической учебы по изучению новых установок с целью своевременного и грамотного их обслуживания, повышение качества ремонта
Организация учета расхода электроэнергии по производственным участкам и операциям
Разработка технически обоснованных норм электропотребления и их внедрение по предприятию, цехам и участкам
Автоматизация включения и отключения наружного освещения. Применение для наружного освещения ртутных и ксеноновых ламп с повышенной светоотдачей.
Замена кабелей перегруженных линий на кабели больших сечений. Уменьшение длины питающих линий, переход на более высокое напряжение.
Своевременная чистка, лужение и подтяжка контактных соединений на шинах распределительных устройств и силовых агрегатах
Замена электродвигателей завышенной мощности двигателями меньшей мощности с повышенным пусковым моментом
Улучшение условий охлаждения трансформаторов, контроль и своевременное восстановление качества трансформаторного масла
Энергетические
Усиление контроля за качеством электроэнергии с помощью установки электроизмерительных приборов, позволяющих контролировать отклонение напряжения и частоты на зажимах электроприемников
Установка автоматики для контроля за режимами работы отдельного электропривода и взаимосвязанных звеньев технологического процесса
Отключение трансформаторов в нерабочие часы, смены, сутки и т.д.
Включение в работу резервных трансформаторов или вывода из работы части трансформаторов за счет использования существующей связи между трансформаторными подстанциями (ТП) по низкому напряжению
Установка автоматики на ТП, где имеется возможность для обеспечения автоматического контроля за числом параллельно работающих трансформаторов в зависимости от нагрузки
Установка дополнительных трансформаторов меньшей мощности от отдаленных ТП с целью оптимизации их загрузки в непроизводственный период
Понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой нагрузкой
Ограничение холостой работы двигателей, силовых и сварочных трансформаторов
Применение при электродвигателей и трансформаторов более совершенной конструкции, имеющих меньшие потери при той же полезной мощности
Автоматические регулирование подключения мощности компенсирующих устройств
Разделение управления освещения на группы из расчета 1-4 светильника на 1 выключатель
Периодическая проверка фактической освещенности рабочих мест и территории завода с целью приведения освещенности в соответствие с действующими нормами
Своевременная очистка от загрязнения ламп и светильников
Технологические
Улучшение загрузки насосов и совершенствование регулирования их работы
Сокращение сопротивления трубопроводов (улучшение конфигурации трубопроводов, очистка всасывающих устройств)
Замена устаревших вентиляторов и дымососов новыми, более экономичными
Внедрение рациональных способов регулирования производительности вентиляторов (применение многоскоростных электродвигателей вместо регулирования подачи воздуходувок шиберами на всосе вместо регулирования на нагнетании)
Блокировка вентиляторов тепловых завес с устройством открывания и закрывания ворот
Совершенствование газовоздушного тракта, ликвидация и скругление острых углов и поворотов, устранение подкосов и неплотностей
Внедрение автоматического управления вентиляционными установками
Отключение вентиляционных установок во время обеденных перерывов, пересмен и т.д.

Примечания :

1. Приведенные укрупненные показатели предусматривают электропотребление жилыми и общественными зданиями, предприятиями коммунально-бытового обслуживания, объектами транспортного обслуживания, наружным освещением.

2. Приведенные данные не учитывают применения в жилых зданиях кондиционирования, электроотопления и электроводонагрева.

3. Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки приведено к шинам 10 (6) кВ ЦП.

II. Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников

Квартир жилых зданий

Потребители электроэнергии	Удельная расчетная электрическая нагрузка, кВт/квартира, при количестве квартир
1-5
Квартиры с плитами:
- на природном газе *	4,5	2,8	2,3		1,8	1,65	1,4	1,2	1,05	0,85	0,77	0,71	0,69	0,67
- на сжиженном газе (в том числе при групповых установках и на твердом топливе)		3,4	2,9	2,5	2,2		1,8	1,4	1,3	1,08		0,92	0,84	0,76
- электрическими, мощностью 8,5 кВт		5,9	4,9	4,3	3,9	3,7	3,1	2,6	2,1	1,5	1,36	1,27	1,23	1,19
Квартиры повышенной комфорт-ности с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт **		8,1	6,7	5,9	5,3	4,9	4,2	3,3	2,8	1,95	1,83	1,72	1,67	1,62
Домики на участках садоводческих товариществ		2,3	1,7	1,4	1,2	1,1	0,9	0,76	0,69	0,61	0,58	0,54	0,51	0,46

* В зданиях по типовым проектам.

Примечания:

1. Удельные расчетные нагрузки для числа квартир, не указанного в таблице, определяются путем интерполяции.

2. Удельные расчетные нагрузки квартир учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, подполий, технических этажей, чердаков и т.д.), а также нагрузку слаботочных устройств и мелкого силового оборудования.

3. Удельные расчетные нагрузки приведены для квартир средней общей площадью 70 м 2 (квартиры от 35 до 90 м 2) в зданиях по типовым проектам и 150 м 2 (квартиры от 100 до 300 м 2) в зданиях по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности.

4. Расчетную нагрузку для квартир с повышенной комфортностью следует определять в соответствии с заданием на проектирование или в соответствии с заявленной мощностью и коэффициентами спроса и одновременности по СП 31-110-2003.

5. Удельные расчетные нагрузки не учитывают покомнатное расселение семей в квартире.

6. Удельные расчетные нагрузки не учитывают общедомовую силовую нагрузку, осветительную и силовую нагрузку встроенных (пристроенных) помещений общественного назначения, нагрузку рекламы, а также применение в квартирах электрического отопления, электроводонагревателей и бытовых кондиционеров (кроме элитных квартир).

7. Расчетные данные, приведенные в таблице, могут корректироваться для конкретного применения с учетом местных условий. При наличии документированных и утвержденных в установленном порядке экспериментальных данных расчет нагрузок следует производить по ним.

8. Нагрузка иллюминации мощностью до 10 кВт в расчетной нагрузке на вводе в здание учитываться не должна.

III. Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников

Индивидуальных жилых домов

Потребители электроэнергии	Удельная расчетная электрическая нагрузка, кВт/дом, при количестве индивидуальных жилых домов
1-3
Дома с плитами на природном газе	11,5	6,5	5,4	4,7	4,3	3,9	3,3	2,6	2,1	2,0
Дома с плитами на природном газе и электрической сауной мощностью до 12 кВт	22,3	13,3	11,3	10,0	9,3	8,6	7,5	6,3	5,6	5,0
Дома с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт	14,5	8,6	7,2	6,5	5,8	5,5	4,7	3,9	3,3	2,6
Дома с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт и электрической сауной мощностью до 12 кВт	25,1	15,2	12,9	11,6	10,7	10,0	8,8	7,5	6,7	5,5

Примечания:

1. Удельные расчетные нагрузки для количества индивидуальных жилых домов, не указанного в таблице, определяются путем интерполяции.

2. Удельные расчетные нагрузки приведены для индивидуальных жилых домов общей площадью от 150 до 600 м 2 .

3. Удельные расчетные нагрузки для индивидуальных жилых домов общей площадью до 150 м 2 без электрической сауны определяются по таблице I настоящего приложения как для типовых квартир с плитами на природном или сжиженном газе, или электрическими плитами.

4. Удельные расчетные нагрузки не учитывают применения в индивидуальных жилых домах электрического отопления и электроводонагревателей.

Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат сети напряжением до 1 кВ при Тм до 4000–5000 ч/год, осветительные сети, сборные шины подстанции.

4.5. Выбор низковольтных кабелей по механической

прочности

Для каждого типа электроприемника существует минимально допустимое сечение кабеля, при котором обеспечивается достаточ­ная механическая прочность, поэтому после выбора сечения кабеля вышеописанными способами производится проверка, исходя из условий механической прочности. Из условий удобства эксплуатации кабель не должен иметь также чрезмерно большое сечение.

Другие кабели по механической прочности и удобству эксплуатации не проверяются.

механической прочности и удобства эксплуатации

5. ПРОВЕРКА КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ

5.1. Проверка кабельной сети участка по допустимой

потере напряжения при нормальной работе

электроприемников

Цель проверки заключается в том, чтобы отклонение напряжения на зажимах электродвигателей при их нормальной работе не превышало допустимых норм (- 5 ÷ +10 %)Uн.

Проверяются только отрицательные отклонения, следовательно минимальные допустимые напряжения на зажимах электродвигателей 361, 627 и 1083 В соответственно при номинальных напряжениях 380, 660 и 1140 В.

Если за номинальное напряжение на зажимах трансформаторов принять максимально допустимое 400, 690 и 1200 В, то допустимую потерю напряжения (ΔU доп) в сетях можно определить:

в сетях 380 В 400–361 = 39 В;

в сетях 660 В 690–627 = 63 В;

в сетях 1140 В 1200–1083 = 117 В.

В правильно рассчитанной сети суммарная потеря напряжения () от ПУПП до зажимов электродвигателей не должна превосходить допустимых значений 39, 6З и 117:

U доп.

Суммарные потери напряжения в сети до зажимов двигателя:

где потеря напряжения в трансформаторе, В; потеря напряжения в отдельных звеньях низковольтной кабельной сети, питающей двигатель, В.

При проверке сетей по допустимой потере напряжения рекомендуется использовать табл. 5.1, а положительные результаты внести в табл. 4.1 (графа 9).

Потерю напряжения в трансформаторе в вольтах и процентах определяют соответственно по формулам:

где I – ток нагрузки трансформатора в получасовой максимум, А; R Т,Х Т – активное и индуктивное сопротивления трансформатора (Ом), значения которых принимают по табл. 3.3; cos φ – коэффициент мощности на зажимах вторичной обмотки трансформатора; - коэффициент загрузки трансформатора; I, S – соответственно ток (А) и мощность (кВА) загрузки трансформатора; I H – номинальный ток трансформатора, А.

Таблица 5.1

Проверка сети по допустимой потере напряжения

Потери напряжения в трансформаторах шахтных передвижных подстанций при коэффициенте загрузки β Т = 1 и различных значениях cosφ, подсчитанные по формуле (5.3), приведены в табл. 5.2. При других значениях коэффициента загрузки табличные значения потери напряжения умножаются на фактический коэффициент загрузки трансформатора:

.

Таблица 5.2

Потери напряжения во взрывобезопасных,

передвижных подстанциях при β Т = 1

Тип подстанции	Номинальная мощность, кВА	Напряжение на вторичной обмотке, кВ	Потери напряжения (%) при cosj
0,7	0,75	0,8	0,85
ТСВП		0,4; 0,69	3,2	3,1	2,97	2,78
	0,4; 0,69	3,17	3,06	2,92	2,73
	0,4; 0,69	3,08	2,96	2,81	2,6
	0,4; 0,69	3,03	2,91	2,75	2,53
	0,69; 1,2	2,95	2,82	2,65	2,42
	0,69; 1,2	3,84	3,67	3,46	3,18

Для перевода значения потери напряжения в трансформаторе, выраженной в процентах, в вольты и наоборот, пользуются формулой

В,

где k ОТ – коэффициент изменения напряжения в трансформаторе (ПУПП), равный 0,95; 1,0 и 1,05 при отпайке соответственно +5, 0 и –5 %, U х – напряжение холостого хода вторичной обмотки (400, 690, 1200 В).

Потерю напряжения в любом отрезке кабельной сети можно определить по формуле

где I рк – расчетный ток в кабеле, А;cos φ – коэффициент мощности, который можно принимать для гибких кабелей равным номинальному коэффициенту мощности двигателя, а для фидерных – средневзвешенному; - активное сопротивление отрезка кабеля, Ом; - индуктивное сопротивление отрезка кабеля, Ом; r 0 ,x 0 – удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км (принимают из табл. 5.3 при температуре +65 °С); L k – длина отрезка кабеля, км.

Таблица 5.3

Активные и индуктивные сопротивления проводов и кабелей,

при +65 °С, Ом/км

При сечении кабеля 10 мм 2 и менее можно не учитывать индуктивное сопротивление и использовать упрощенные формулы, В:

(5.6)

(5.7)

(5.8)

где ρ – удельное сопротивление, равное при 20 °С для меди 0,0184, для алюминия - 0,0295 Ом∙мм 2 /м; S – сечение кабеля, мм 2 ; Р k – расчетная мощность, передаваемая по кабелю, кВт;γ = 1/ρ – удельная проводимость.

Применение упрощенных формул (5.5)–(5.8) допустимо и для кабелей больших сечений, если учитывать поправочный коэффициент на индуктивное сопротивление К, принимаемый согласно табл. 5.4. в зависимости от сечения и коэффициента мощности.

Таблица 5.4

Значение поправочного коэффициента К

	Сечение кабеля, мм 2
0,60	1,076	1,116	1,157	1,223	1,302	1,399	1,508	1,638
0,65	1,067	1,102	1,138	1,197	1,266	1,351	1,447	1,529
0,70	1,058	1,089	1,120	1,171	1,232	1,306	1,390	1,486
0,75	1,050	1,077	1,104	1,148	1,200	1,264	1,336	1,419
0,80	1,043	1,065	1,088	1,126	1,170	1,225	1,287	1,357
0,85	1,035	1,054	1,073	1,103	1,141	1,186	1,237	1,295

Формулы (5.5–5.8) с учетом поправочного коэффициента К:

(5.10)

(5.11)

(5.12)

Если суммарная потеря напряжения до какого-либо двигателя будет больше допустимого значения, то необходимо увеличить на одну ступень сечение одного или нескольких отрезков кабелей и снова произвести проверку.

5.2. Проверка кабельной сети по пусковому режиму

и режиму опрокидывания наиболее мощного

и удаленного электродвигателя

Величина пускового и критического моментов асинхронных двигателей определяется величиной напряжения на их зажимах.

При опрокидывании или пуске асинхронного электродвигателя пусковой ток может достигать (5¸7) I H , при этом потеря напряжения в сети достигает такой величины, при которой пусковой или критический момент электродвигателя оказывается недостаточным для преодоления момента сопротивления на его валу. В этих условиях двигатель не разворачивается или останавливается и под действием больших токов может выйти из строя. Это вызывает необходимость проверки сечений кабельной сети на возможность пуска наиболее мощного и удаленного двигателя и предотвращает его опрокидывание при перегрузке.

Считается, что нормальный пуск и разгон двигателя произойдет, если фактическое напряжение на зажимах двигателя (U факт при пуске) будет равно или больше минимально необходимого (U мин.необх. при пуске). За минимально необходимое напряжение обычно принимают 0,8U н при запуске одного двигателя мощностью менее 160 кВт и 0,7U н при одновременном запуске двух двигателей мощностью до 160 кВт, или одного двигателя мощностью более 160 кВт.

Следовательно, критерием успешной проверки сети по пусковому режиму мощного и удаленного двигателя является выполнениеусловий:

U факт. при пуске 0,8 U н, (5.13)

или U факт при пуске 0,7 U н. (5.14)

Минимально необходимое напряжение при пуске одного двигателя можно определить в каждом конкретном случае по формуле

U мин необх. при пуске = 1,1 U н , (5.15)

где l= М пуск.дв., /М н.дв. – номинальная кратность пускового момента, принимается из технических данных проверяемого двигателя; К - минимальная кратность пускового момента электродвигателя, обеспечивающая пуск с места и разгон (достижение номинальной скорости) исполнительного или несущего органа рабочей машины.

Значения К принимают: для комбайнов при пуске под нагрузкой 1,0–1,2; для скребковых конвейеров 1,2–1,5; для ленточных конвейеров 1,2 –1,4; для вентиляторов и насосов 0,5–0,6.

При одновременном пуске электродвигателей многоприводного забойного конвейера или струговой установки минимальное напряжение на зажимах двигателей дальнего привода должно быть:

для приводов без гидромуфт

U мин.необх. при пуске 1,1 U н ; (5.16)

для приводов с гидромуфтами

U мин.необх. при пуске К М н.гидр, (5.17)

где М н.гидр - номинальный момент гидромуфты, Нм; К - минимальная кратность пускового момента, обеспечивающего запуск с места и разгон, т.е. достижение установившейся скорости исполнительного или несущего органа рабочей машины (для забойных конвейеров К = 1,2–1,5; меньшее значение относится к нормальному пуску, большее - к пуску под нагрузкой; для струговых установок можно применять К = 1,2.

пуск = U пуск. б / U пуск. д ,

где U пуск.б, U пуск.д - фактическое напряжение на зажимах электродвигателей при пуске соответственно ближнего и дальнего приводов, определяют по формуле (5.25), В; n б, n д – число электродвигателей конвейера (струговой установки) соответственно в ближнем и дальнем приводах.

Следует также особо подчеркнуть, что проверку кабельной сети по пусковому режиму и режиму опрокидывания производят по самому тяжелому режиму нагрузки сети. Считается, что наиболее мощный и удаленный двигатель запускается (опрокидывается) и при этом потребляет пусковой (критический) ток, а двигатели меньшей мощности включены в сеть и потребляют номинальный ток. Следовательно, при определении фактического напряжения на зажимах двигателя в пусковых или опрокидных режимах необходимо учитывать потери напряжения в элементах сети:

а) от номинальных токов нормально работающих двигателей меньшей мощности;

б) от пусковых токов пускаемых или опрокидывающихся двигателей большей мощности.