И системы электроснабжения предприятия в целом

Обеспечение процессов по снижению потерь электроэнергии и повышению эффективности системы электроснабжения предприятия может быть осущеcтвлено с помощью следующих мероприятий:

· выбор рациональной (оптимальной) схемы электроснабжения предприятия на основе рационального сочетания магистрального и радиального соединений элементов сети; максимального приближения силовых трансформаторов к центрам нагрузок; обоснованного выбора числа и мощности рабочих и резервных трансформаторов, обеспечивающего оптимальную их загрузку и надежность;

· обоснованный выбор уровня напряжения на первичной стороне нагрузочных трансформаторов, поскольку повышение напряжения энергии (глубокие вводы) на них (при обеспечении соответствующей защиты, безопасности и надежности) позволяет снизить потери энергии и мощности, а также потери напряжения;

· установка статистических конденсаторов, позволяющая снизить потери активной мощности и энергии, а также плату за электрическую энергию за счет компенсации (генерации) реактивной мощности и, соответственно, обеспечения скидки при оплате активной электрической энергии и мощности при применении двухставочного тарифа;

· обоснованный выбор и применение современных элементов электрической сети на основе использования и учета оптимальных ее параметров (сечение и удельное сопротивление ЛЭП, шинопроводов и электрического кабеля), а также трансформаторов, пускорегулирующих устройств и др., позволяющих снизить потери мощности и падение напряжения;

· выбор оптимальных режимов загрузки элементов сети и трансформаторов, т.к. их недогрузка и перегрузка приводят к снижению КПД, повышению потерь в них и увеличению отказов;

· перераспределение нагрузки трансформаторов в целях выравнивания ее по фазам электрического тока и повышения качества энергии;

· установка автоматизированных систем учета и контроля электрической энергии (ИИСЭ, АСКУЭ и др.), составляющих основу при внедрении эффективной системы организации работ по рациональному использованию энергии на предприятии, обеспечивающей снижение до 20 % платы за потребляемую энергию и др.

Тем не менее, основными, наиболее рациональными и эффективными направлениями по совершенствованию системы электроснабжения предприятия и ее отдельных элементов являются:

- Повышение надежности элементов и системы в целом;

-Снижение потерь электроэнергии в них.

Экономический эффект от реализации мероприятий по повышению надежности системы электроснабжения обусловлен снижением ущерба из-за уменьшения числа отказов элементов электрической сети и трансформаторов. Методика определения такого ущерба схожа с методикой расчета ущерба для оборудования и его элементов (СЭП, узлы) и была приведена выше (см.п.2.2.2.).

Экономический эффект от снижения потерь электроэнергии и их стоимости при установке более экономичных трансформаторов и других элементов сети в системе электроснабжения предприятия может быть определен с помощью нижеследующих выражений, руб/год:

Э_ф = З _{потери баз} – З _{потери нов} ,                           (2.21)

где З_{потери баз} и З_{потери нов} – затраты (издержки) на компенсацию потерь электроэнергии при использовании базового (старого) и нового вариантов трансформатора и других элементов сети, руб/год.

Издержки на компенсацию потерь по каждому из сравниваемых проектов инвестирования (общая стоимость потерь в системе электроснабжения) определяется как сумма стоимостей потерь активной мощности холостого хода в трансформаторах  и переменных потерь в элементах сети (). При этом можно воспользоваться следующим выражением, руб/год:

,       (2.22)

После этого, для каждого из вариантов, сначала вычисляется удельная стоимость максимальных нагрузочных потерь активной энергии (переменных потерь в сети) (С), а затем удельная стоимость потерь энергии холостого хода (  ) в трансформаторах на основе действующего для данного потребителя тарифа на электроэнергию:

, ,               (2.23)

где – основная ставка двухставочного тарифа, определяющая плату за 1 кВт заявленного максимума активной нагрузки потребителя в месяц, руб/кВт в мес. Ставка изменяется в зависимости от уровня номинального напряжения;

 – дополнительная ставка двухставочного тарифа, определяющая плату за 1 кВт ч покупной электроэнергии, руб/кВт ч. Ставка меняется в зависимости от уровня номинального напряжения ежегодно;

 – время использования максимальной нагрузки предприятия в год, ч/год;

– время максимальных потерь, ч/год;

 - календарное время работы трансформатора, ч/год.

Экономию, а соответственно, и экономический эффект от снижения потерь энергии вследствие применения более совершенных элементов электрической сети и трансформаторов в системе электроснабжения предприятия можно определить также с помощью выражений, приведенных в п. 1.5.1, руб/год:

, (2.24)

где  – двухставочный тариф за установленную мощность и потребляемую электроэнергию (3.12 – см. расчет в разд.1.5.1), руб/кВт ч;

– количество покупной электрической энергии, кВт ч/год;

 – соответственно проценты потерь для базового (ранее установленного) и намечаемого к установке (проектируемого) трансформатора;

 для нагрузки, запитанной от трансформатора мощностью S= 750 кВА при заданных (определенных) в разд. 1.5.1 , , ,  и , будет равна, руб/год:

=

×= k_C × S × cosj × ×1,04 = 0,35 × 750 × 5000 × 1,04 = 4258800 (2.25)

здесь: 1,04 – коэффициент потерь от счетчиков покупной энергии до ее потребителей.

Применяя данные, ранее рассчитанные в примере, приведенном в разделе 1.5.1, а также обосновав снижение потерь в трансформаторе с 4 % до 3,7 %, получим экономический эффект, руб/год, от указанной замены:

       (2.26)

Аналогичный подход следует применять и при определении экономического эффекта в дипломном проектировании при разработке и использовании у потребителей проектируемых систем электроприводов, электрических машин и трансформаторов. Следует только при этом для электромашин и СЭП учитывать не потери в %, а коэффициенты полезного действия (КПД). Для электромехаников эта составляющая экономического эффекта должна быть дополнена величиной снижения ущерба от повышения надежности объектов проектирования (см. п. 2.2.2).